Электроэнергетика – базовая отрасль российской экономики (стр. 5 )

Основной вид используемой биомассы — древесина и отходы деревообработки. Россия обладает лесными ресурсами, составляющими 24 % мировых. Годовой прирост древесины достигает 1æ109 м3, возможная ежегодная добыча 38 млн. т у. т. Качество древесины как топлива делает ее пригодной для использования в энергоустановках относительно малой мощности. Газогенераторная установка, работающая на древесине, в восточных лесных районах страны вполне конкурентоспособна с дизель-электрической установкой сопоставимой мощности. В России выпускается оборудование для таких газогенераторных установок, а также комплектное оборудование различной производительности для биологической конверсии биомассы. Экологическое значение использования биомассы в виде различных отходов сельскохозяйственного и бытового происхождения трудно переоценить.

Приоритетная технология в использовании биомассы — повышение эффективности процессов получения моторного и другого более удобного для применения и более калорийного топлива по сравнению с исходным материалом.

Водород как энергоноситель не относится к возобновляемым источникам энергии, но водородная энергетика вполне соответствует понятию «нетрадиционная» энергетика. Главное преимущество водорода — экологическая чистота, так как продукт его прямого сгорания или применения в электрохимических генераторах (топливных элементах) вода.

Основная трудность в реализации водородной энергетики (в том числе и при использовании водорода как топлива для транспортных средств) в том, что в природе водород как таковой отсутствует, он находится в химическом соединении с другими элементами, главным образом с кислородом (вода) и углеродом (углеводороды). Таким образом, прежде чем использовать водород, его надо получить. Для этого требуется затратить энергию. Один из основных способов получения водорода — электролиз воды. Далее полученный водород можно сжигать в паротурбинном цикле для получения электроэнергии либо использовать с той же целью в топливных элементах. Их КПД достигает 70 %. КПД электролизера не превышает 0,8—0,9, поэтому суммарный КПД системы электролизер—топливный элемент около 0,6. Чтобы получить на выходе системы единицу электроэнергии нужно затратить в электролизере 1,6—1,7 единиц энергии.

При конверсии углеводородов с получением водорода затрачивается меньше энергии, чем при электролизе воды. Однако углеводороды сами по себе качественные виды топлива, в том числе моторного.

По энергоемкости на единицу массы водород существенно превосходит любые другие энергоносители, но уступает им всем по объемному показателю, т. е. по энергоемкости на единицу объема. Поэтому хранение водорода, в том числе на борту транспортного средства, достаточно серьезная проблема.

Проблема водородной энергетики активно разрабатывается, обсуждается в научной печати и на многочисленных конференциях вот уже более тридцати лет, тем не менее эта проблема содержит больше вопросов, чем ответов. Можно лишь обозначить приоритетные задачи в области водородной энергетики: повышение эффективности реформинга углеводородного топлива с получением водорода, в том числе на борту транспортного средства; повышение эффективности паровой конверсии угля с выделением водорода из получаемого синтез-газа; исследование возможностей получения водорода из биомассы с помощью биологической конверсии; повышение объемной энергоемкости при хранении водорода путем применения наноразмерных структур вместо металлогидридов. Водородная энергетика в начале долгого пути, который ей предстоит пройти.

1.4.2. Электропередача

Сетевое хозяйство Российской Федерации чрезвычайно разнообразно. Общая протяженность воздушных линий электропередач, входящих в состав ЕЭС России, напряжением 0,38—1150 кВ на 1 января 2007 г. составляла свыше 3 млн. км в одноцепном исчислении, в том числе по классам напряжений:

0,38 кВ — 1250 тыс. км;

3—6 кВ — 90 тыс. км;

10 кВ — 1110 тыс. км;

15—20 кВ — 6 тыс. км;

36—60 кВ — 160 тыс. км;

110—154 кВ — 296 тыс. км;

220 кВ — 102 тыс. км;

330 кВ — 10,5 тыс. км;

400 кВ — 0,1 тыс. км;

500 кВ — 37,1 тыс. км;

750 кВ — 3 тыс. км;

800 кВ — 0,2 тыс. км;

1150 кВ — 0,8 тыс. км[g1] [1].

В обозримом будущем высшим классом напряжения в ЕЭС России останется 1150 кВ для сетей переменного тока и 1500 кВ для передачи постоянного тока.

Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне.

Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири а также для развития межсистемных связей между ОЭС России.

Сеть 330 кВ продолжит выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Протяженность вводимых электрических сетей напряжением 330 кВ и выше до 2015 г. в высоком, базовом и низком вариантах роста уровня электро - и теплопотребления оценивается соответственно 25, 20 и 15 тыс. км.

Основные тенденции в развитии сетей 220 кВ: усиление распределительных функций; сокращение длины участков; повышение плотности электрических сетей. В ряде энергосистем Дальнего Востока (Сахалинэнерго, Магаданэнерго, Камчатэнерго), а также европейской части страны (Архэнерго) эти сети останутся основными. Минимальная протяженность линий электропередачи 220 кВ, которые предполагается ввести до 2015 г., оценивается в 15 тыс. км.

Сети 110 кВ получили большое развитие во всех энергосистемах и изолированно работающих энергоузлах России. Основное направление в развитии сети 110 кВ — дальнейший охват ими территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Минимальная протяженность вводимых линий электропередачи 110 кВ до 2015 г. оценивается в 55 тыс. км.

В распределительных сетях в качестве основной сохранится существующая система напряжений: НО-35-10(6)-0,4 кВ. Их развитие будет осуществляться путем приоритетного развития сетей ПО кВ и перевода линий электропередачи на более высокое напряжение (с 6 на 10 кВ и с 35 на 110 кВ).

Основные направления развития распределительных электрических сетей: опережающее развитие сетей 35—110 кВ; взаиморезервирование сетей 10 кВ; автоматизация и телемеханизация электросетевых объектов; разукрупнение центров питания; широкое внедрение изолированных проводов; внедрение автономных энергоисточников. Необходимый ввод линий электропередачи сельскохозяйственного назначения оценивается протяженностью порядка 2400 тыс. км. Реализация основных направлений развития распределительных электрических сетей требует участия государства в финансировании соответствующих работ.

Наряду с формированием ЕЭС России на обжитой территории страны, до 2015 г. может потребоваться решение сложной технико-экономической задачи формирования и объединения энергосистем и энергоузлов в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районов Восточной Сибири и Дальнего Востока. Характерными для этой зоны являются: большая удаленность друг от друга промышленных и энергетических узлов; высокая стоимость добычи топлива и его доставки к местам использования. Для объединения этих энергоузлов и энергосистем и присоединения их к ЕЭС России наряду с линиями электропередачи переменного тока можно рассматривать возможность использования электропередачи постоянного тока.

В период до 2020 г. предстоит решить ряд других актуальных задач. Одна из них — повышение управляемости электрических сетей за счет широкого применения различных управляемых элементов, в том числе управляемых реакторов, статических тиристорных компенсаторов, фазоповоротных трансформаторов, более современных устройств РПН для трансформаторов и автотрансформаторов, вставок постоянного тока и т. д. Применение этих средств управления повысит пропускную способность электрической сети, улучшит качество электрической энергии, повысит надежность и экономичность работы электрических сетей.

Важная задача — повышение степени компенсации реактивной мощности в электрических сетях 750 и 500 кВ, уровень которой в сетях 750 кВ в настоящее время оценивается 80 %, в сетях 500 кВ — 35 %. Целесообразно степень компенсации реактивной мощности в сетях 750 кВ довести до 100 %, а в сетях 500 кВ — до 80—100 %.

Требуемая высокая надежность электроснабжения заставляет искать различные пути усиления сетей при наличии жестких экономических ограничений. За рубежом в последние годы наблюдается существенное продвижение в этом направлении. Кроме прокладки новых линий в широких масштабах проводится реконструкция воздушных линий (BЛ) с применением новых типов проводов и опор для повышения нагрузочной способности при минимальном отчуждении земель под коридоры линий электропередач (ЛЭП).

Наиболее эффективный метод повышения пропускной способности ВЛ (без какой-либо реконструкции опор) — замена типа провода. Новые типы проводов с высокой термостойкостью (до 212 °С) и малым провесом позволяют повысить пропускную способность более чем вдвое. В разных странах мира разработано много типов проводов, позволяющих существенно повысить нагрузку высоковольтных линий (ВЛ). В качестве примера можно привести их применение в энергокомпании National Grid (Великобритания). Анализ показал, что наиболее эффективным в отношении возможности повышения температуры при допустимом провесе является провод из циркониевого сплава и высокотемпературного алюминия, усиленный стальной сердцевиной с зазором относительно провода (GZTACSR). Однако более экономично применение сталеалюминиевого провода с трапецеидальной формой жил (ACSSTW), который сравнительно немного дороже обычного сталеалюминиевого провода ACSR, но дешевле, чем другие провода. Пример другого решения — увеличение сечения провода с соответствующим усилением опор либо замена проводов ACSR на провода TACFR с полимерным сердечником из эпоксидной смолы, армированной высокопрочными углеродными волокнами.

В связи с необходимостью усиления сетей в России следует разработать и широко внедрять такие провода. За рубежом активно применяются провода, совмещенные с волоконно-оптическими линиями связи. Это технически и экономически целесообразное решение в России также применяется при строительстве новых и реконструкции старых ЛЭП (провода с оптико-волоконными каналами типа OPGW).

Протяженность подземных кабельных сетей исчисляется сотнями тысяч километров. Только в Москве находится в эксплуатации около 20 тыс. км силовых кабелей низкого напряжения 0,4 кВ, 36 тыс. км кабелей среднего напряжения 10 кВ и около 760 км кабелей высокого напряжения 110, 220 и 500 кВ. Бóльшая часть силовых кабелей, находящихся в эксплуатации, — это кабели старых конструкций с пропитанной бумажной изоляцией в свинцовых и алюминиевых оболочках (доля последних около 50 %). Сроки эксплуатации кабельных линий (КЛ) высокие — 40 лет и более. Соответственно кабели имеют высокие показатели удельной повреждаемости. Поэтому задача организации производства новых высоконадежных кабелей является крайне актуальной. Такими кабелями являются кабели последнего поколения с изоляцией из СПЭ*, стойкого к развитию в изоляции водных триингов, рассчитанные на длительный срок эксплуатации, в том числе в неблагоприятных условиях подземной прокладки (химически агрессивные и обводненные грунты). Помимо высокой надежности, СПЭ-кабели имеют ряд эксплуатационных преимуществ перед кабелями с пропитанной бумажной изоляцией: повышенная на (17—25 %) пропускная мощность; низкая трудоемкость при монтажах и обслуживании; прокладка без ограничения разности уровней на трассах.

Другая важная проблема, связанная с кабельной техникой, — повышение пожаробезопасности кабелей и проводов. В настоящее время в России кабели пожаробезопасного исполнения получили широкое распространение пока на объектах атомной энергетики, их применение рекомендуется и для других потребителей.

Проблема повышения передаваемой мощности и минимизации потерь энергии в силовых кабелях имеет давнюю историю. В кабелях на основе традиционных материалов (медь, алюминий) существенный прогресс всегда был связан с использованием новых изоляционных композиций за счет повышения класса электрического напряжения. Сверхпроводящие кабели (СПК) позволяют увеличить передачу энергии до единиц-десятков гигавольт-ампер за счет повышения плотности тока при снижении потерь энергии и без изменения или при снижении класса напряжения.

Прогресс в области разработки высокотемпературных сверхпроводников возродил интерес к созданию СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости. В США, Японии к настоящему времени достаточно продвинуты работы по созданию СПК. Интерес к ним связан еще и с тем, что либерализация рынка сбыта электроэнергии в западных странах заставляет энергетические компании и сети заботиться об увеличении пропускной способности передающих линий. Основные преимущества СПК перед традиционными:

· увеличение единичной передаваемой мощности на линиях тех же габаритов;

· повышение эффективности передачи в связи с малыми потерями энергии и повышение качества электроэнергии;

· увеличение срока жизни кабеля;

· увеличение критической длины кабеля;

· экологическая чистота и пожаробезопасность;

· возможность передачи большей мощности при пониженном напряжении.

По оценкам различных специалистов, СПК на основе высокотемпературной сверхпроводимости становятся экономически конкурентоспособными в сравнении с обычными при уровне передаваемой мощности 0,3—0,5 ГВ·А.

Решению проблем надежного функционирования ЕЭС и увеличения пропускной способности системообразующих связей, оперативного регулирования реактивной мощности способствует развитие управляемых систем электропередачи переменного тока (FACTS)*.

Устройства FACTS фактически превращают электрические сети из пассивных транспортных средств передачи электроэнергии из одного пункта в другой в «активные» устройства, которые позволяют изменять параметры электрической сети в зависимости от режимных условий с требуемым быстродействием. В последнее время к статическим устройствам FACTS стали относить также разнообразные типы управляемых шунтирующих реакторов (УШР), обеспечивающих регулирование напряжения в электрических сетях при значениях активной мощности в границах от нуля до так называемой натуральной мощности. Электромашинные устройства FACTS представляют собой комплексы, состоящие из асинхронизированных машин, генераторов, компенсаторов для объединения электроэнергетических систем.

Во всем мире применению технологии и устройств FACTS в электроэнергетических системах уделяется большое внимание. Статические устройства и технологии FACTS создаются всеми ведущими мировыми производителями оборудования: АВВ, Сименс, Арева и др. В нашей стране наблюдается отставание в области их производства и освоения в эксплуатации. В области же электромашинных устройств FACTS Россия занимает лидирующее положение в мире.

1.4.3. Оперативно-диспетчерское управление

Основой для осуществления оперативного и автоматического управления является телеинформация, поступающая от энергообъектов в диспетчерские центры РДУ, ОДУ и ЦДУ. Однако объем, качество и надежность передаваемой телеинформации пока еще не в полной мерее соответствуют современным требованиям. Так, объем телеинформации, используемой на зарубежных диспетчерских пунктах, в среднем на порядок больше, чем на отечественных.

Устройства телемеханики, датчики телеизмерений, применяемые в отечественной электроэнергетике, в своей основной массе устарели и не обеспечивают необходимой надежности и точности. Сеть связи на объектах нижнего уровня ограничивает скорость передачи телеинформации в пределах 50—200 бит/с (за рубежом 2400—9600 бит/с).

За последние годы удалось значительно обновить парк счетчиков электроэнергии. Практически на 80 % присоединений 220—500 кВ установлены электронные счетчики класса точности 0,2—0,5 как отечественного производства, так и импортные. Оснащение указанными устройствами позволяет обеспечить длительное автономное хранение информации в памяти счетчиков и создавать более гибкие структуры сбора информации от энергообъектов.

Кроме того, во всех вводимых в эксплуатацию автоматизированных системах коммерческого учета электроэнергии (АСКУЭ) организована регистрация средних получасовых значений мощности (электроэнергии) по каждому присоединению и накопительных значений потребленной электроэнергии за каждые сутки, неделю, месяц на основе данных, получаемых от счетчиков с импульсным или цифровым выходом.

Таким образом, существенно повышается объем телеинформации от генерирующих источников, следующим шагом является расширение объема телеинформации от подстанций разного уровня.

Наличие достаточного объема телеинформации в режиме реального времени позволяет повысить эффективность автоматизированных систем диспетчерского управления (АСДУ) ЕЭС России. АСДУ играли, играют и будут играть исключительно важную роль в обеспечении диспетчера необходимой достоверной информацией, поддержке его решений, во многом определяя соблюдение требований надежности, качества и экономичности электроснабжения.

Помимо развития систем АСДУ необходимо постоянно совершенствовать систему противоаварийного управления ЭЭС, которая обеспечивает координацию работы устройств противоаварийной автоматики. Главная задача этой системы — предотвращение аварии, а в случае ее возникновения - прерывание каскадного развития аварии и переход к установившемуся послеаварийному режиму.

В ближайшем будущем следует ожидать внедрения в рассматриваемую систему новой элементной базы и современных информационных технологий для повышения ее адаптивности, надежности и эффективности работы. Особое значение имеет дальнейшее развитие важнейших составляющих этой системы — советчиков диспетчера по восстановлению ЭЭС, работа над созданием которых находится в начальной стадии.

Противоаварийная автоматика в ближайшие годы будет развиваться в направлении создания верхних уровней иерархии, обеспечивающих координацию региональных и локальных устройств автоматической дозировки управляющих воздействий.

Совершенствование системы телепередачи должно обеспечить повышение скорости, надежности и объема информации, необходимых для решения задач координации.

Локальные устройства дозировки, а также пусковые и исполнительные устройства на энергообъектах будут переведены на микропроцессорную базу и связаны информационно с локальными сетями АСУ ТП подстанций и электрической части станций.

Быстродействующая и надежная передача команд противоаварийной автоматики требует совершенствования технологической связи и телемеханики. Основное направление технического перевооружения и развития средств связи — внедрение цифровых систем передачи и коммутации с переходом к широкополосным цифровым сетям и к интеллектуальным сетям. Переход к цифровой первичной сети связи будет осуществляться преимущественно путем широкого внедрения ВОЛС с подвеской оптических кабелей на линиях электропередачи и прокладкой кабелей для организации выходов на узлы связи Министерства связи и других ведомств.

Развитие систем противоаварийного управления требует не только совершенствования координации работы устройств, но и совершенствования самих систем автоматики.

Развитие отрасли потребует модернизации систем регулирования паровых турбин и технического перевооружения АСУ ТП блоков с целью повышения маневренности тепловых электростанций и участия их в первичном регулировании частоты за свет развития систем автоматического регулирования частоты и мощности (АРЧМ).

Техническое перевооружение АРЧМ должно обеспечить поддержание качества электроэнергии по частоте, предотвращение перегрузки связей, экономию затрат на топливо в целом по ЕЭС.

Особое внимание в связи с утяжелением режимов работы ЭЭС будет уделяться совершенствованию систем автоматического регулирования напряжения (АРН) и реактивной мощности. АРН требует развития производства управляемых средств компенсации реактивной мощности и FACTS: статических тиристорных преобразователей (СТК), управляемых шунтирующих реакторов (УШР), асинхронизированных синхронных генераторов (АСГ) и др.

На электростанциях необходимо внедрение групповых систем регулирования возбуждения генераторов (ГУВ).

Регулирование напряжения в узловых точках сети во многих случаях является локальной проблемой. Однако в отдельных регионах потребуется создание централизованных систем, обеспечивающих оптимизацию распределения реактивной мощности между отдельными ее источниками с целью снижения потерь электроэнергии в сетях.

Произошедший за последние годы в мире скачок в техническом совершенствовании автоматики релейной защиты, выразившийся в появлении микропроцессорных устройств, определяет необходимость ориентации на их широкое внедрение в практику проектирования и эксплуатации. Использование такой техники позволит перейти к качественно новому поколению устройств, которые в отличие от электромеханических и статических (полупроводниковых и микроэлектронных) устройств дадут возможность реализовать более сложные и совершенные алгоритмы, они обладают свойством расширенной самодиагностики и практически неограниченными возможностями интеграции с АСУ ТП энергообъектов.

Вместе с тем микропроцессорные устройства вносят новые качества как в идеологию автоматики релейной защиты, так и в практику ее эксплуатации. Требуется решение сложных и важных проблем, связанных с помехоустойчивостью и электромагнитной совместимостью, сигнализацией, управлением коммутационной аппаратурой, обеспечением дальнего резервирования, согласованием уставок дистанционных защит от замыканий на землю и т. п.

1.4.4. Электромашиностроение и электротехника

Большую часть производимой на российских электростанциях электроэнергии вырабатывают турбогенераторы ТЭС и АЭС. В настоящее время установленная мощность действующего парка турбогенераторов мощностью 25—1200 МВт на тепловых электростанциях России составляет около 120 тыс. МВт. В эксплуатации находится около 1200 турбогенераторов; из них мощностью 25—50 МВт — около 350; 60—1200 МВт около 850. Более 50 % общего числа турбогенераторов, установленных на электростанциях России, отработали устанавливаемый стандартами минимальный срок службы. Их суммарная мощность превышает 60 тыс. МВт.

В России разработаны и выпускаются серии ТВВ и ТЗВ турбогенераторов с водородным и полностью водяным охлаждением на весь требуемый диапазон мощностей. Созданы головные образцы турбогенераторов мощностью до 160 МВт с воздушным охлаждением, разрабатываются подобные турбогенераторы мощностью до 350 МВт. По предельным мощностям, КПД, удельной материалоемкости, гарантированной надежности отечественные генераторы последних конструкций находятся на уровне мировых достижений.

Зарубежные фирмы опередили отечественное электромашиностроение по предельным мощностям турбогенераторов с полностью воздушным охлаждением. Освоено производство таких генераторов мощностью до 350 МВт, создана головная машина мощностью около 500 МВт. Наблюдается отставание российской энергетики от передового зарубежного опыта в области практического применения автоматизированных систем диагностики.

Компанией АВВ созданы генераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть без повышающего трансформатора, в том числе турбогенератор рабочим напряжением 136 кВ. Японские фирмы проводят успешные эксперименты со сверхпроводниковыми турбогенераторами (три образца мощностью по 70 МВæА).

Важнейшим перспективным, опережающим мировой уровень достижением отечественной электроэнергетики является разработка и освоение производства асинхронизированных турбогенераторов (АСТГ), обладающих значительно лучшими, чем традиционные синхронные турбогенераторы возможностями положительного воздействия на режим работы энергосистем, по их управляемости, устойчивости, диапазону выработки, особенно потреблению из сети реактивной мощности. Два самые мощные в мире АСТГ мощностью 200 МВт, изготовленные заводом «Электротяжмаш» (г. Харьков), более 20 лет эксплуатируется на Бурштынской ГРЭС (Украина). Ныне (г. С. Петербург) разработана серия АСТГ 110—220—320 МВт. Головной образец АСТГ мощностью 110 МВт с 2003 г. успешно эксплуатируется на ТЭЦ-22 .

Применение АСТГ в составе «легкого» агрегата паротурбинной установки (ПТУ) позволяет повысить динамическую устойчивость энергетической установки. ПТУ с АСТГ способны работать в широком диапазоне регулирования мощности от выдачи до глубокого потребления, т. е. являются маневренными энергоблоками в отношении активной и реактивной мощности. При этом может быть повышен КПД ПТУ в целом за счет оптимизации загрузки по реактивной мощности синхронных турбогенераторов и АСТГ. Данное техническое решение по применению АСТГ в составе ПТУ не имеет мировых аналогов и может найти достойное применение в программах по созданию и применению ПТУ в энергосистемах России.

На ГЭС России установлено 256 гидрогенераторов мощностью 50 МВт и более, причем около 60% из них проработали без коренной реконструкции 25 лет и более. Отечественные гидрогенераторы по максимальной мощности машин находятся на передовом мировом уровне, агрегаты Саяно-Шушенской ГЭС имеют мощность по 640 МВт. За рубежом изготовляются гидрогенераторы мощностью до 700 МВт.

Отставание по сравнению с зарубежным уровнем наблюдается в использовании крупных двигатель-генераторов для ГАЭС. В России эксплуатируются лишь машины Загорской ГАЭС мощностью по 200 МВт. За рубежом освоены и в большом количестве эксплуатируются обратимые машины мощностью 250—300 МВт. Японские фирмы производят обратимые двигатель-генераторы на базе асинхронизированных машин, способные работать с регулируемой частотой вращения, что существенно повышает эффективность работы ГАЭС. Компания АВВ разработала гидрогенераторы с обмоткой кабельного типа, работающие непосредственно на сеть высокого напряжения.

Электродвигатели систем собственных нужд ТЭС и АЭС. Электропривод механизмов собственных нужд ТЭС осуществляется асинхронными короткозамкнутыми электродвигателями мощностью от 200 до 8000 кВт, с частотой вращения 300—3000 об/мин, напряжением от 0,4 до 6 кВ. Особенность парка двигателей электростанций России в том, что до конца 80-х гг. энергоблоки комплектовались асинхронными двигателями общепромышленного назначения, с конца 70-х гг. уже не соответствовавшими изменившимся условиям работы (маневренные режимы, частые пуски, повышенные моменты инерции новых механизмов). Двигатели этих серий недостаточно надежны. В начале 90-х гг. начат выпуск двигателей новых серий, отвечающих специально разработанным требованиям для асинхронных двигателей собственных нужд ТЭС и имеющих более высокую надежность. Новые серии по своим техническим данным соответствуют лучшим мировым образцам. В настоящее время на электростанциях России в системе собственных нужд энергоблоков продолжает находиться в эксплуатации большое количество электродвигателей, отработавших свой ресурс, физически и морально устаревших.

Существенно важное направление — развитие регулируемого электропривода механизмов собственных нужд. За рубежом такой привод нашел широкое применение. Регулируемый электропривод обеспечивает снижение расхода электроэнергии на 25—40 %, повышает ресурс работы оборудования благодаря исключению пусковых токов и моментов. Применяются для питательных насосов специальные высокооборотные двигаоб/мин и выше) в сочетании с преобразователями частоты.

В России объем внедрения регулируемых электроприводов на ТЭС и АЭС существенно ниже, чем за рубежом. Исключение составляет , на ТЭС и насосно-перекачивающих станциях которого еще в течение 1991—2000 гг. осуществлено массовое внедрение (около 30 комплексов) регулируемых электроприводов мощностью от 630 до 4000 кВт.

Общая мощность установленных силовых трансформаторов на подстанциях 35—750 кВ энергосистем России составляет в настоящее время 573,7 ГВ×А (в том числе на подстанциях 35—110 кВ — 269,9 ГВ×А). Эксплуатируются силовые трансформаторы на напряжение от 6 до 1150 кВ и номинальной мощностью от 5 кВ·А до 1200 МВ·А.

По предельным мощностям отечественные силовые трансформаторы находятся на мировом уровне. Опережение в части освоения 1150 кВ имеет место в разработке и кратковременной опытной эксплуатации таких трансформаторов и шунтирующих реакторов. Технический уровень наших силовых трансформаторов значительно ниже зарубежного по эксплуатационным характеристикам из-за отставания в части материалов с необходимыми параметрами. Значительная часть аварий происходит из-за низкой надежности вводов. Отрицательная особенность наших трансформаторов — повышенные потери. Ряд типов трансформаторов большой мощности не имеют достаточной динамической стойкости к воздействию КЗ.

Крупнейшими производителями трансформаторов в мире являются компании General Electric и Westinghouse. На их долю приходится около одной трети всей трансформаторной продукции в мире. Ежегодно эти фирмы производят трансформаторы общей мощностью около 100 млн. кВ×А на сумму примерно 3 млрд долл. Далее по объему производства следуют японские фирмы (Hitachi, Toshiba, Fuji, Mitsubishi). Япония производит трансформаторов больше, чем любая европейская страна.

Крупнейшие производители трансформаторов в Европе — концерн ASEA-Brown Boveri, фирмы Trafo-Union, General Electric-Alstom, Jeumont-Schneider, Ansaldo, ACEC, NEI, Hawker Siddeley. Крупнейший завод в Европе — в Нюрнберге, фирмы Trafo-Union (Siemens). Он может производить в год трансформаторы общей мощностью более 40 млн кВ×А. Примерно такими же производственными возможностями обладает ПО «Запорожтрансформатор» (Украина). Зарубежными фирмами выпускаются силовые трансформаторы на напряжения до 765 кВ. В Японии изготовлены и испытаны на месте установки три фазы по 1000 МВ×А группы 1050/525 кВ силового трансформатора для ВЛ 1000 кВ.

Весьма актуальным является снижение потерь в современных трансформаторах. Введенное за рубежом в последние 10—15 лет понятие «капитализированные потери» — стоимость электроэнергии, расходуемой на потери в трансформаторе за все время срока его службы — используется для оценки экономичности трансформатора. Трансформатор считают неэкономичным, если капитализированные потери превышают его стоимость. Борьба с потерями в первую очередь относится к потерям холостого хода. Используются электротехнические стали с пониженными потерями, оптимизируется конструкция сердечника и технология его сборки. Стремление к снижению потерь стимулирует применение сердечников из аморфных сплавов. Так, для трансформаторов мощностью 300 кВ×А и 2 МВ×А фирмы Hitachi с сердечниками Metglas потери холостого хода на 20 % меньше обычных. Наиболее широкое распространение такие трансформаторы получили в США и Великобритании. Быстро развивается трансформаторостроение с использованием элегазовой изоляции, что решает многие вопросы экологии. Следует ожидать применения элегазовой изоляции на трансформаторах мощностью более 100 МВ×А и на напряжения вплоть до самых высших классов. Уже шесть лет работает трансформатор фирмы Mitsubishi с изоляцией элегаз + перфлуорокарбон и жидкостным охлаждением мощностью 300 МВ×А на напряжение 275 кВ.

Трансформаторы меньшей мощности за рубежом применяются довольно широко, особенно для глубокого ввода высоких напряжений в крупные города. Высокая стоимость таких трансформаторов пока ограничивает их применение. Перспективы развития сверхпроводниковых трансформаторов достаточно широки, однако нынешние затраты на создание прототипов чрезвычайно велики. Разработки таких трансформаторов ведутся уже около 25 лет. Созданы действующие образцы (прототипы) на высокотемпературных сверхпроводниках мощностью до 10 МВ·А, существуют проекты сверхпроводниковых трансформаторов мощностью до 1000 МВ×А.

Новая разработка концерна АББ — взрыво - и пожаробезопасные трансформаторы без масла с обмоткой, выполненной кабелем с полиэтиленовой изоляцией и воздушным охлаждением. Изготовлены прототипы таких трансформаторов мощностью 10 МВ×А на напряжение 52/17 кВ, 16 МВ×А 78/11 кВ и 20 МВ×А 140/6,6 кВ, работающие на подстанциях в Швеции.

Парк трансформаторного оборудования ЕЭС России имеет большую долю оборудования, отработавшего установленный стандартами минимальный срок службы. К 2005 г. около половины трансформаторов имело срок службы более 25 лет. Опыт показывает, что продление службы до 30—40 лет возможно при условии грамотного обслуживания, наблюдения за состоянием трансформатора и своевременного устранения развивающихся дефектов. Срок службы 45—50 лет — критический.

Ситуация со старением парка силовых трансформаторов в мире аналогична. По данным организации Newton-Evans Research Company, в мире из почти 100 тыс. трансформаторов в магистральных сетях 25 % считаются «критическим оборудованием» (большая наработка, признаки дефектов, особая роль в системе). Для наблюдения за состоянием этих трансформаторов 13 % из них оснащены системами мониторинга, в ближайшие годы предполагается довести эту цифру до 36 %.

Сегодня актуальными являются следующие направления в эксплуатации трансформаторов:

·  определение широкого круга дефектов трансформаторов с помощью газохроматографического анализа проб масла, измерения интенсивности частичных разрядов электрическими и акустическими методами;

·  выявление старения твердой изоляции с помощью анализа фуранов в пробе масла без вскрытия трансформатора;

·  определение температуры наиболее нагретых точек с помощью точечных и распределенных оптических датчиков;

·  внедрение методики оценки увлажнения изоляции.

Количество измерительных трансформаторов 110—750 кВ, установленных в энергосистемах, примерно на порядок превосходит количество крупных силовых трансформаторов. Срок службы измерительных трансформаторов, установленных на подстанциях России, примерно соответствует срокам службы силового оборудования. Трансформаторы тока типа ТФЗМ 110—500 кВ имеют существенный изъян — недостаточную защиты от атмосферной влаги, причем трансформаторы напряжения, забракованные по показателям увлажнения изоляции или повышения напряжения на вторичной стороне, подлежит замене. Восстановление их невозможно.

В настоящее время Раменским электротехническим заводом выпускаются антирезонансные индуктивные трансформаторы напряжения 110—220—330 кВ, имеющие по сравнению с емкостными трансформаторами напряжения лучшую стабильность в наивысших классах точности, меньшие погрешности в переходных процессах, большую нагрузочную способность и более выгодное соотношение стоимость-качество. Однако с ростом номинального напряжения конструкция трансформаторов этой серии сильно усложняется. Поэтому эта серия антирезонансных трансформаторов напряжения ограничивается классом напряжения 330 кВ включительно.

Зарубежные фирмы широко используют на практике измерительные трансформаторы тока (ТТ) с элегазовой изоляцией. Их преимущества таковы:

·  низкая пожароопасность из-за отсутствия масла;

·  наличие мембранного предохранительного устройства для предотвращения разрушения и пожара при коротком замыкании внутри ТТ;