ОТЧЕТ
энергетическое обследование подстанции
ГПП 110/10-6 кВ

К главной странице

Ответственный исполнитель:
к.т.н. Зиборов Б.Н.

ВВЕДЕНИЕ

Было проведено энергетическое обследование подстанции (п/ст) ГПП 110/10-6 кВ.

Целью энергетического обследования являлась общая оценка состояния п/ст, режимы эксплуатации основного электрооборудования, а также функциональные возможности системы коммерческого учета.

Исходя из целей обследования были поставлены и решены следующие задачи:
  1. Визуальное обследование п/ст.
  2. Оценка состояния и режимы эксплуатации основных элементов п/ст.
  3. Режимы работы и загрузка силовых трансформаторов.
  4. Состояние коммерческого учета электроэнергии (наличие и типы счетчиков, режимы работы трансформаторов тока и напряжения).
  5. Проведение оценочного расчета остаточной стоимости п/ст.

  1. ОБЩИЕ СВЕДЕНИЯ

П/ст была введена в эксплуатацию в 1985 г.

По схеме присоединения к сети п/ст является проходной (см.рис.1).

П/ст включена в рассечку линии с двухсторонним питанием и соответствует типовой схеме – схема мостика с выключателем в перемычке и отделителями в цепях трансформаторов [1]. Однако, во время пуска п/ст в эксплуатацию было представлено технико-экономическое обоснование (ТЭО) замены отделителей и короткозамыкателей на стороне 110 кВ на высоковольтные выключатели. Установка выключателей на стороне 110 кВ увеличила стоимость проекта, но в то же время повысила надежность электроснабжения потребителей.

На момент обследования схема п/ст имела значительные изменения:

  1. Отсутствовал один из двух силовых трансформаторов (Т-1) – находился на ремонте вследствие произошедшего в октябре 2002 г. виткового замыкания обмотки НН (по вине обслуживающего персонала).
  2. I и II секции 6 кВ соединены наглухо вследствие произошедшего пожара на ячейках 44, 46, 48, 50.

Указанные факты в значительной степени снизили надежность электроснабжения потребителей ОАО “N”, т.к. электропитание указанного предприятия осуществляется только через обследуемую п/ст.

Таким образом, в настоящее время п/ст обладает следующими недостатками по надежности:

  1. При коротком замыкании на участке силового трансформатора произойдет полное отключение всех потребителей п/ст.
  2. При замыкании на шинах 6 кВ произойдет полное отключение всей нагрузки на напряжение 6 кВ.
  3. При замыкании на шинах 10 кВ I секции произойдет полное отключение всей нагрузки на напряжение 10 кВ.

По сведениям персонала установка силового трансформатора после ремонта и восстановление нормальной схемы электроснабжения на 6 кВ планируется осуществить к сентябрю-октябрю 2003 г.


Принципиальная схема ГПП 110/10-6

Рис.1. Принципиальная схема ГПП 110/10-6

П/ст относится к классу напряжений 110/10-6 кВ. Высоковольтная часть п/ст представляет собой открытое распределительное устройство (ОРУ) с двумя системами шин, а также ремонтной перемычкой. Между I и II системами шин установлен выключатель. Изменение его состояния (вкл/откл.) осуществляется персоналом ОАО “K”.

Низковольтная (6 и 10 кВ) часть выполнена с помощью закрытого распределительного устройства (ЗРУ), состоящего из одной спаренной секции 6 кВ и двух секций 10 кВ. Общее количество ячеек на 6 кВ – 16 шт, 10 кВ – 39 шт.

Подробные сведения об основном электрооборудовании п/ст указаны в табл.1

Сторонние потребители, получающие питание на напряжении 10 кВ за получаемую электроэнергию рассчитываются напрямую с ОАО “K”. Предприятие получает со сторонних потребителей 4 коп/кВт*ч за услуги по передаче электрической энергии.

Таблица 1

Перечень основного электротехнического оборудования п/ст.

Наименование оборудования

Тип

Кол-во

Год выпуска

Основные технические характеристики

Примечание (режим работы оборудования)

Силовые трансформаторы

ТРДЦН-63000/110-76 У1

2*

1981

D Рхх=64,5 кВт

D Ркз=268,54 кВт

 

Высоковольтные выключатели 110 кВ

У-110-2000-40У1

3

1980

Iном=2000 А

Привод ШПЭ-44-У

Высоковольтные выключатели 6-10 кВ

ВПМЭ-10

4

1980

Iном=3200 А

вводной

Высоковольтные выключатели 6-10 кВ

ВМП-10К

39

1980

Iном=1600 А

Iном=630 А

отходящие

фидера

Реакторы

РБНГ-10-2500-0,14

2

1980

D Рф=11 кВт

 

Трансформаторы тока 6-10 кВ

ТПШЛ-10

ТВЛМ-10

3

40

1970-

1977

100/5÷3000/5

Класс точности 0,5

Трансформаторы напряжения 6-10 кВ

НТМИ

4

 

6000/100 (2 шт)

10000/100 (2 шт)

Класс точности 0,5

* - Один трансформатор в ремонте.

 

Краткая характеристика установленного оборудования п/ст:

1. Силовой трансформатор: ТРДЦН-63000/110-76 У1 - Трехфазный, двухобмоточный с Расщепленной обмоткой низшего напряжения, с принудительной Циркуляцией воздуха и масла с направленным потоком масла, с наличием системы регулирования Напряжения ± 9´ 1,78% в нейтрали ВН. (2 шт. - Тольяттинский завод Трансформатор”. 1981 г.).

2. Силовой трансформатор (собственные нужды): ТМ-100/10/0,4 кВ (2 шт. –Электрозавод Москва. 1980 г).

3. Выключатель высоковольтный: У-110-2000-40У1 – масляный баковый. (“Уралэлектротяжмаш – 1980 г). Конструкция: дугогасительные устройства полюсов помещены в заземленный бак, заполненный маслом, которое используется в качестве газогенерирующего вещества, а также изоляции контактной системы от заземленного бака. Незащенные токоведущие части находятся на недоступной высоте и не представляют опасности для людей, обслуживающих установку. Баковые масляные выключатели просты в изготовлении. Стоимость их относительно невелика. Наличие встроенных трансформаторов тока является их достоинством. В связи с усовершенствованием конструкций дугогасительных устройств опасность взрыва и пожара практически исключена. Однако большой объем масла затрудняет доступ к контактной системе и увеличивает время, необходимое для ремонта [2].

4. Реактор заземляющий ЗРОМ-300/10 (1 шт. ЦентроремонтОрел 1980 г).

5. Реактор наружной установки РБНГ-10-2500 (2 шт. Центроремонт1980 г).

6. Разъединитель трехполюсный РНДЗ-16-110/1000 (12 шт. г.Великие луки - 1981 г.).

7. Трансформатор тока ТФНД 110 М: 110 кВ, Ктр=1000/5, класс точности 0.5 (6 шт. Запорожье - 1981 г.).

8. Трансформатор напряжения НКФ-110: 110 кВ (6 шт. 1981 г. – Запорожье).

9. Разрядник РВС-110 М комплектно с регистраторами разрядов типа РР-I (3 шт. Великие Луки – 1981 г).

10. Разъединитель однополюсной РНД-35-1000 У1 (Великие Луки – 1981 г).

11. Разрядник РВС-35 комплектно с регистраторами разрядов типа РР-I (3 шт. Великие Луки – 1981 г).

12. Шкаф ввода с выключателем ВМПЭ-10 Iном=3200 А (завод Электрощит Москва – 1980 г).

13. Шкаф с предохранителем ПК-10/50/30 для ТСН (Электрощит– 1980 г).

14. Шкаф отходящей линии с выключателем ВМП-10К Iном=1600А и 630А. (Электрощит – 1980 г).

15. Шкаф с ТН и разрядником. (Электрощит – 1980 г).

16. Шкаф секционирования с выключателем ВМПЭ-10 Iном=3200А (Электрощит – 1980 г).

17. Ячейка (8 шт.).

18. Шкаф ввода с заземляющим разъединителем Iном=3200А. (Электрощит – 1980 г).

19. Шкаф секционирования с заземляющим разъединителем Iном=3200А. (завод Электрощит Москва – 1980 г).

Информация о проведенных испытаниях

Согласно протокола измерения сопротивления заземлителей молниеотводов от 9 апреля 2003 г – сопротивление заземлителя удовлетворяет ПУЭ.

Согласно Акта от 9 апреля 2003 г – разрядники РВС-110 М трещин и сколов в фарфоровых крышках не имеют, регистраторы в норме, сопротивление – 3000÷2500 Ом.

Согласно протокола осмотра проверки наличия цепи и измерения сопротивления заземляющей (зануляющей) проводки в надземной части системы заземления от 9 марта 2003 г – сопротивление заземляющей проводки удовлетворяет требованиям ПУЭ.

Согласно протокола испытания силового тр-ра ТРДЦН № 2 от 19 октября 2002 г. сопротивления составили:

D Рхх=62,55 кВт D Ркз=248,07 кВт (по паспорту: D Рхх=64,5 кВт D Ркз=268,54 кВт).

 

2. СИСТЕМА УЧЕТА

Электрическую энергию ОАО “N” получает от ОАО “K” на основании договора энергоснабжения № 14 от 16 октября 2000 г.

Оплата за потребленную электрическую энергию с 1 июня 2002 г. осуществляется по одноставочному тарифу.

Приборы коммерческого учета установлены на стороне 6-10 кВ. Из них 4 прибора установлены на вводах 6-10 кВ, остальные установлены на сторонних потребителях для осуществления расчетов с ними.

Перечень приборов коммерческого учета представлен в табл.2

Таблица 2

Перечень приборов коммерческого учета активной энергии

№ яч.

U, кВ

Тип

Характеристики

Примечание

36

6

Ф68700В*

Измерение и учет электрической энергии в двух направлениях.
— Класс точности: 1,0
— Номинальное фазное напряжение: 220 (380)В
— Номинальный ток: 5А
— Телеметрический канал
Счетчик выпускается с 1990 года.
Снимается с производства.

Ввод от Т-2

62

Ввод от Т-1

5

10

Ввод от Т-2

55

Ввод от Т-1

15

Универсам

29

23

Тепловые сети

35

4

СЭТ4ТМ.02.02**

  • Цифровая обработка входных аналоговых сигналов;
  • Внутренний тарификатор;
  • Энергонезависимая память;
  • Учет и индикация активной и реактивной энергии прямого и обратного направления по 8-ми тарифам в 12-ти тарифных зонах;
  • Класс точности: 0,5

Горэлектросеть II секция

8

11

13

33

Горэлектросеть I секция

61

* - изготовитель: концерн “Энергомера” (Ставрополь).

** - изготовитель: Нижегородский завод им.Фрунзе.

На остальных отходящих фидерах 6-10 кВ установлены приборы технического учета активной энергии Ф68700В и приборы технического учета реактивной энергии СР4У-И673М.

Коммерческий учет осуществляется вручную обслуживающим персоналом.

На предприятии имеется автоматизированная система “ТОК” (изготовитель фирма “АМРИТА”), которая сегодня используется для анализа потребления электроэнергии. Данные по электропотреблению вводных и отходящих фидеров ЗРУ 6-10 кВ поступают по информационным каналам. Во время обследования отмечен факт отказа в работе программы. Так, с 11 ч. 27 июня по 1 июля в программу не поступали сведения об электронагрузке по входящему фидеру № 36. Данный факт свидетельствует о существующих проблемах в работе автоматизированной системы учета.

При составлении баланса между данными вводных счетчиков и счетчиков отходящих фидеров имеет место постоянный небаланс (по вводным счетчикам величина меньше). На предприятии проводились исследования данного явления, однако основной причины узнать не удалось. По всей видимости основной причиной небаланса следует считать работу трансформаторов тока (ТТ) в нештатном режиме.

Так, при загрузке ТТ менее 10% погрешность его измерений существенно возрастает. Таким образом, пониженная загрузка части отходящих фидеров влияет на отмеченный небаланс. Данный факт подтверждается реальными нагрузками предприятия и режимом работы оборудования.

 

3. РЕЖИМ РАБОТЫ

В 2002 г. общее количество электроэнергии, прошедшей через силовые трансформаторы (согласно отчетным документам) равно 94,594 млн.кВт*ч. Полные сведения об электропотреблении по п/ст представлены в табл.3.

Таблица 3

месяц

Электропотребление ГПП 110/10,6 кВ, тыс.кВт*ч

Собственные нужды

тыс.кВт*ч

Активная энергия, тыс.кВт*ч

Реактивная энергия,

тыс.кВАр*ч

6 кВ

10 кВ

Потери

Итого

6 кВ

10 кВ

Итого

0,4 кВ

январь

2 823

6 394

48

9 217

1 587

4 158

5 745

4,386

февраль

2 637

5 974

43

8 611

1 458

3 828

5 286

6,462

март

2 437

5 712

48

8 149

1 224

3 774

4 998

12,294

апрель

2 728

4 023

46

6 751

1 461

2 778

4 239

11,946

май

2 001

1 509

48

3 510

932

996

1 928

20,310

июнь

1 812

3 552

46

5 364

907

2 508

3 415

19,884

июль

1 960

4 531

48

6 491

997

3 528

4 525

26,340

август

1 882

4 795

48

6 677

882

3 354

4 236

26,382

сентябрь

2 084

5 739

46

7 824

1 069

2 772

3 841

19,986

октябрь

2 195

4 606

48

6 801

406

3 126

3 532

7,818

ноябрь

2 226

7 813

46

10 040

198

4 422

4 620

11,376

декабрь

2 350

10 683

48

13 033

252

5 520

5 772

25,746

Итого:

27 141

65 334

565

92 475

11 376

40 764

52 140

192,930

Собственное потребление ОАО “N” - 37,156 млн.кВт*ч/год

Транзит электроэнергии по стороне 10 кВ - 52,584 млн.кВт*ч/год

Отпуск на сторону:

- промышленным предприятиям по 6 кВ - 1,98 млн.кВт*ч/год

- непромышленным предприятиям по 0,4 кВ - 0,617 млн.кВт*ч/год

- населению - 0,849 млн.кВт*ч/год

- бюджетным организациям - 1,265 млн.кВт*ч/год

- сельскому хоз-ву - 0,141 млн.кВт*ч/год

 

Годовой объем планируемого электропотребления в 2003г. по подстанции :

Собственное потребление ОАО “N” - 43,700 млн.кВт*ч/год

Транзит электроэнергии по стороне 10 кВ - 58,869 млн.кВт*ч/год

Отпуск на сторону:

- промышленным предприятиям по 6 кВ - 1,975 млн.кВт*ч/год

- непромышленным предприятиям по 0,4 кВ - 1,602 млн.кВт*ч/год

- населению - 0,885 млн.кВт*ч/год

- бюджетным организациям - 1,460 млн.кВт*ч/год

- сельскому хоз-ву - 0,133 млн.кВт*ч/год

Все электроустановки предприятия являются потребителями 2 и 3 категории по надежности электроснабжения.

Среднегодовой cosj равен 0,87. Для увеличение cosj (с целью снижения потерь мощности) ранее применялись конденсаторные батарей (КБ). Однако, после инструктивного письма РАО ЕЭС, запрещающего их использование в летнее время, КБ были выведены из эксплуатации. Другой возможностью повышения cosj - регулирование величины тока обмотки возбуждения синхронных электродвигателей (привод воздушных компрессоров) на предприятии не пользуются.

Учитывая тариф на электроэнергию 1,02 руб/кВт*ч и электропотребление в 2002 г. вместе со сторонними потребителями общие затраты на оплату электрической энергии предприятием ОАО “N” составляют около 115 млн.руб./год.

Электропотребление собственных нужд п/ст составляет (по данным 2002 г) 0,2 % от суммарного электропотребления п/ст. Электроэнергия в собственных нуждах п/ст используется для питания оперативных цепей, включение электромагнитных приводов коммутационной аппаратуры, освещение, подогрев счетчиков, обогрев помещения в ЗРУ 6-10 кВ (работает редко), подогрев масляных выключателей 110 кВ при t< -30° C для предотвращения образования конденсата (практически не работает).

В электропотреблении п/ст (табл.3) не учтены потери короткого замыкания силовых трансформаторах и потери в реакторах.

По свидетельству персонала имеется устная договоренность между ОАО “N” и ОАО “K” о взаимозачете. Таким образом, за услугу ОАО “N” по обслуживанию трансферта электрической энергии между двумя системами K-500 и K-220 на стороне 110 кВ ОАО “K” при расчетах за потребленную электроэнергию не учитывает: потери короткого замыкания в силовых трансформаторах (потери холостого хода учитываются прибавлением постоянной расчетной величины D Рхх*Т); потери в реакторах; потребление собственных нужд п/ст.

Годовые потери холостого хода одного трансформатора равны:

D Э = D Рхх*8760 = 64,5*8760 = 565 тыс.кВт*ч/год.

Годовые потери короткого замыкания (для одного тр-ра при работе 2-х):

D Э = D РкзВ*(SВ/Sт.ном)2пВ+D РкзН1*(SН1/Sт.ном)2пН1+D РкзН2*(SН2/Sт.ном)2пН2

где D РкзВ=D РкзН1=D РкзН2=0,5× D РкзВ-Н=0,5*268,54=134,3 кВт

D Э=134,3(6/63)2*8760+134,3(4/63)2*8760+134,3(2/63)2*8760=16,6 тыс.кВт*ч/год

Основными потребителями электрической энергии на напряжение 6 кВ являются электродуговые печи и воздушные компрессоры. Практика обследования предприятий, имеющих электродуговые печи показывает, что качество электрической энергии на таких предприятиях часто не соответствует ГОСТ 13109-97. Рекомендуем выполнить работы по оценке показателей качества электроэнергии на шинах 6-10 кВ. Ввиду отсутствия измерений по качеству электроэнергии более точно сказать невозможно. Ранее ОАО “K” апробировало измерительный комплекс по оценке некоторых показателей качества электроэнергии на п/ст. Эти измерения показали имеющееся отклонение напряжения, а также наличие гармонических составляющих.

Потребителями напряжения 10 кВ являются механический цех предприятия, а также сторонние потребители: горэлектросеть, тепловые сети, универсам.

В 2001-2002 гг. проводились замеры напряжения на шинах 110, 10 и 6 кВ. Результаты замеров представлены в табл.4. По результатам замеров можно отметить, что напряжение на шинах имеет отклонение не выше допустимого (допустимое - 5% для нормального режима, 10% - для режима с одним тр-ром).

Максимальное отклонение напряжения (снижение) на шинах 6 кВ отмечено в 9.00 19 июня 2002 г.(7% от номинального), что напрямую связано со снижением напряжения на стороне 110 кВ. Однако, необходимо учесть, что измерения напряжения проводились визуально по стрелочному прибору (класс точности 2) и могут иметь погрешность.

Таблица 4.

Результаты измерение напряжения на п/ст

Дата

Время

Uном = 110 кВ

Uном = 10 кВ

Uном = 6 кВ

19.12.2001

3.00

118

10,5

6,1

9.00

116

10,0

6,0

18.00

116

10,2

6,0

19.06.2002

4.00

117

10,6

6,1

9.00

109

10

5,6

10.00

109

10

5,8

21.00

114

10,5

6

Считается, что для обеспечения экономичной работы электрооборудования необходимо поддерживать в режиме наибольших нагрузок напряжение 1,05*Uном, в режиме наименьших нагрузок 1,0*Uном. Регулирование величины напряжения на стороне 10-6 кВ производится путем изменения положения отпайки РПН на стороне 110 кВ. Однако, по свидетельству обслуживающего персонала положение РПН трансформатора не менялось уже более 3-х лет и постоянно находится на 9 отпайке. Это косвенным образом объясняет результаты замеров, представленные в табл.4.

На рис.2 представлен график электропотребления п/ст в один из самых загруженных дней – 3 декабря 2002 г. Как можно видеть из рисунка, наибольшая нагрузка в течение суток была 28,2 МВт. При работающем одном силовом трансформаторе его загрузка составила 45%. При двух трансформаторах, соответственно, загрузка каждого в течение года не превышает 23%. Это означает, что основными потерями в трансформаторе являются потери холостого хода (потери в стали).

Основной нагрузкой п/ст является нагрузка на 10 кВ (см.рис.2). Значительную часть (согласно табл.3 - около 80%) всей нагрузки на 10 кВ составляет транзит электроэнергии для Горэлектросетей.

Рис.2

Рис.3

На рис.3 представлена нагрузка п/ст в режимные дни, а также, для сравнения, нагрузка за выходной день 13 июня 2003 г. как видно из рис.1 и 2, в зимнее время нагрузка п/ст значительно возрастает. Основной пик нагрузки приходится на 20 ч., что вероятно связано как с технологическим процессом, так и с наличием такого абонента как Горэлектросети (осветительная нагрузка в вечерние часы). В выходной день нагрузка небольшая и почти не изменяется в течение суток – работают только дежурные службы.

4. ОЦЕНОЧНЫЙ РАСЧЕТ СТОИМОСТИ П/СТ.

Для получения примерной стоимости п/ст (в расчете на полное восстановление схемы) произведем вычисления, используя сведения [1].

З = Зтрорузрурп = 912 тыс.руб (на 1985 г)

Где Зтр – затраты на трансформаторы: 136*2 = 272 тыс.руб

Зору – затраты на ОРУ: 120 тыс.руб.

Ззру – затраты на ЗРУ: 200 тыс.руб.

Зр – затраты на реакторы: 15*2 = 30 тыс.руб.

Зппостоянная часть затрат: 290 тыс.руб.

Стоимость аналогичного оборудования (на примере силового трансформатора) по сравнению с 1985 г. увеличилась примерно в 100 раз. Коэффициенты износа оборудования учтем величинами: для тр-ра = 75% (нормативный срок эксплуатации 25 лет), для остального оборудования » 50 %.

Таким образом, сегодняшняя оценочная стоимость п/ст равна:

С = (272*0,25+640*0,5)100 = 39 млн.руб.

Между тем, необходимо учесть, что реальная стоимость п/ст может отличаться от расчетной в связи с:

  1. Погрешностями при проведении оценочных расчетов.
  2. Наличием договорной цены, учитывающей различные факторы: морально устаревшее оборудование, условия эксплуатации, рыночная стоимость и пр.

5. ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

  1. Общее состояние основного оборудования п/ст можно считать удовлетворительным. От времени ввода в эксплуатацию п/ст проработала 18 лет (относительно новая). Между тем, часть оборудования, в том числе некоторые трансформаторы тока имеют год изготовления 1970, что может являться причиной увеличенной погрешности учета потребленной электроэнергии. Однако, такое оборудование как трансформатор тока не является крупным по стоимости и в случае проведения дополнительного исследования и выявления необходимости замены она может быть произведена. Основными проблемами на момент обследования следует признать нахождение силового трансформатора в ремонте, а также отсутствия нескольких ячеек (в том числе секционного выключателя) на ЗРУ 6 кВ. По свидетельству персонала предприятия полное восстановление проектной схемы электроснабжения ожидается к концу года.
  2. Более 50% всей поступаемой на п/ст электроэнергии в 2002 г. пришлось на транзит стороннему потребителю Горэлектросети”.
  3. В ЗРУ 6-10 кВ используются маломасляные выключатели типа ВМП. В настоящее время при сооружении аналогичных объектов стараются использовать современные вакуумные выключатели, которые проще в эксплуатации, имеют меньшие габариты, а также допускают количество включений/отключений до 30 тыс.
  4. При создании систем расчетного учета на границах между сетевыми и сбытовыми компаниями даже при использовании самых точных электросчетчиков и самых современных АСКУЭ неизбежно придется столкнуться с проблемой значительных небалансов, превышающих допустимые значения, из-за работы в нерасчетной зоне измерительных трансформаторов тока.
  5. По свидетельству специалистов, часть имеющихся счетчиков коммерческого учета СЭТ4ТМ.02.02 (учет потребления стороннего абонента – Горэлектросеть) являются достаточно современными и могут быть использованы для организации автоматизированной коммерческой системы учета с дальнейшим выходом на ФОРЭМ.
  6. Результаты обследования показали, что имеются факты нарушения ПУЭ обслуживающим персоналом, которые привели к указанным выше авариям, а также попаданию под напряжения. Это свидетельствует о недостаточной квалификации отдельного персонала.

ЛИТЕРАТУРА

  1. Справочник по проектированию электроэнергетических систем. Под редакцией С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро. Москва. Энергоатомиздат. 1985 г.
  2. Электрическая часть станций и подстанций. Под редакцией А.А.Васильева. Москва. Энергоатомиздат. 1990 г.