70
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Введение
В
2013
году
было
утверждено
«
Положение
ПАО
«
Россети
»
о
Единой
технической
политике
в
электросетевом
комплексе
» (
ЕТП
) [1],
отражающее
наиболее
прогрессивные
технические
решения
и
определяющее
основные
технические
требования
,
перечень
и
границы
приме
-
нения
тех
или
иных
технических
решений
,
оборудования
и
технологий
,
направленных
на
повышение
технического
уровня
процессов
передачи
,
преобразования
и
распределения
электроэнергии
.
Положение
о
Единой
технической
политике
является
основополагающим
документом
,
требования
которого
должны
быть
положены
в
основу
нормативно
-
технической
документации
(
стандартов
организации
,
регламентов
,
норм
и
правил
)
ПАО
«
Россети
»,
опре
-
деляющих
приоритеты
и
правила
применения
технических
решений
Единой
технической
политики
.
Трансформаторное
оборудование
(
трансформаторы
,
автотрансформаторы
и
реакторы
)
является
ключевым
оборудованием
,
задействованным
на
всех
этапах
от
производства
элек
-
троэнергии
до
ее
потребления
.
Применительно
к
трансформаторному
оборудованию
Положе
-
ние
о
Единой
технической
политике
устанавливает
совокупность
требований
,
направленных
на
обеспечение
энергоэффективности
,
повышение
надежности
,
безопасности
и
экологично
-
сти
при
эксплуатации
и
сокращение
эксплуатационных
издержек
.
Перспективные
требования
к
трансформаторному
оборудованию
Дроздов
Н
.
В
.,
ПАО
«
Россети
»,
Ларин
В
.
С
.,
к
.
т
.
н
.,
Филиппов
А
.
Е
.,
к
.
т
.
н
.,
ФГУП
ВЭИ
Аннотация
В
статье
рассмотрены
перспективные
требования
к
трансформаторному
оборудова
-
нию
,
направленные
на
реализацию
Положения
о
Единой
технической
политике
в
элек
-
тросетевом
комплексе
ПАО
«
Россети
».
Ключевые
слова
:
трансформаторное
оборудование
,
энергоэффективность
,
снижение
потерь
71
ОБОРУДОВАНИЕ
Повышение
энергоэффективности
и
снижение
потерь
в
трансформаторном
оборудовании
Одной
из
основных
задач
ЕТП
является
повышение
энергоэффективности
применяемых
техно
-
логий
,
оборудования
,
материалов
,
систем
,
формирование
программы
энергосбережения
и
со
-
кращение
технологических
потерь
электрической
энергии
в
электрических
сетях
[1].
Повышение
энергетической
эффективности
обеспечивается
применением
комплекса
мероприятий
,
включа
-
ющим
использование
современного
энергоэффективного
электрооборудования
с
нормируемы
-
ми
показателями
энергетической
эффективности
,
в
том
числе
распределительных
трансформа
-
торов
на
напряжение
6–35
кВ
и
силовых
трансформаторов
110–750
кВ
.
Современные
силовые
трансформаторы
имеют
довольно
высокий
коэффициент
полезно
-
го
действия
(
КПД
) —
более
99%.
Распределительные
трансформаторы
,
суммарная
мощность
которых
в
7–8
раз
превышает
мощность
,
вырабатываемую
генерирующими
предприятиями
,
имеют
меньший
КПД
(
как
правило
, 98–99%),
поэтому
акцент
на
повышение
энергоэффектив
-
ности
правильно
делать
,
прежде
всего
,
для
этого
вида
трансформаторов
.
Потери
распределительных
трансформаторов
Действующие
отечественные
нормы
на
потери
распределительных
трансформаторов
,
в
част
-
ности
ГОСТ
11920-85 [2]
и
ГОСТ
27360-87 [3],
не
пересматривались
уже
более
20
лет
,
и
в
части
требований
к
потерям
холостого
хода
отражают
устаревшие
данные
о
производимых
транс
-
форматорах
и
используемых
технологиях
.
Кроме
этого
,
несмотря
на
предложения
российских
заводов
трансформаторов
с
пониженными
потерями
(«
энергосберегающих
»),
они
не
пользуются
большим
спросом
у
сетевых
компаний
.
При
-
менение
неэнергоэффективного
оборудования
связано
в
том
числе
с
несовершенством
Федераль
-
ных
законов
,
регулирующих
закупки
:
закон
от
18.07.2011
№
223-
ФЗ
при
выборе
победителя
отдает
предпочтение
минимальной
цене
и
не
учитывает
стоимость
владения
продукцией
и
суммарный
эффект
от
ее
внедрения
.
В
развитых
странах
мира
на
протяжении
многих
лет
идет
планомерное
повышение
энерго
-
эффективности
и
ужесточе
-
ние
требований
к
потерям
в
трансформаторах
[4].
Так
,
в
2007
году
принят
стандарт
EN 50464-1 [5],
кото
-
рый
для
каждого
значения
но
-
минальной
мощности
транс
-
форматора
устанавливает
пять
уровней
потерь
холосто
-
го
хода
(
ХХ
),
обозначаемых
A
0
,
B
0
,
C
0
,
D
0
и
E
0
,
а
также
че
-
тыре
уровня
потерь
короткого
замыкания
(
КЗ
),
обозначае
-
мые
A
k
,
B
k
,
C
k
и
D
k
.
Уровни
потерь
ХХ
и
КЗ
масляных
рас
-
пределительных
трансфор
-
маторов
согласно
EN 50464-1
приведены
в
таблицах
1
и
2,
соответственно
.
Табл
. 1.
Уровни
потерь
ХХ
масляных
распределительных
трансформаторов
согласно
EN 50464-1
и
ГОСТ
27360-87 (
Вт
)
Номинальная
мощность
,
кВА
EN 50464-1
ГОСТ
27360-87
A
0
B
0
C
0
D
0
E
0
100
145
180
210
260
320
300
160
210
260
300
375
460
430
250
300
360
425
530
650
580
400
430
520
610
750
930
830
630
560
680
800
940
1200
1200
1000
770
940
1100
1400
1700
1600
1250
950
1150
1350
1750
2100
–––
1600
1200
1450
1700
2200
2600
2200
2500
1750
2150
2500
3200
3500
–––
72
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Следующим
шагом
стало
Постановление
Совета
Ев
-
ропы
№
548/2014
от
21
мая
2014
года
[6],
которое
уста
-
навливает
максимально
допустимые
уровни
потерь
холостого
хода
и
короткого
замыкания
масляных
и
су
-
хих
распределительных
трансформаторов
.
Поста
-
новление
направлено
на
максимальное
повышение
энергоэффективности
вновь
вводимого
в
эксплуатацию
оборудования
.
В
соответ
-
ствии
с
Постановлением
с
01.07.2015
года
установлен
запрет
на
ввод
в
эксплуа
-
тацию
распределительных
трансформаторов
мощностью
до
1000
кВА
с
потерями
больше
уровня
А
0
С
k
и
мощно
-
стью
свыше
1000
кВА
с
потерями
больше
уровня
А
0
B
k
,
а
с
01.07.2021
года
—
уровня
А
0
–10%
А
k
(
потери
ХХ
на
10%
меньше
,
чем
для
уровня
А
0
)
по
EN 50464-1.
Для
сравнения
:
зна
-
чения
потерь
ХХ
и
КЗ
по
ГОСТ
27360-87
примерно
соответствует
уровню
E
0
С
k
и
D
0
С
k
по
EN
50464-1
для
трансформаторов
мощностью
до
1000
кВА
включительно
и
свыше
1000
кВА
соответственно
.
В
начале
2017
года
вышел
новый
международный
стандарт
МЭК
60076-20 «
Силовые
трансформаторы
—
Часть
20:
Энергоэффективность
» [7],
который
устанавливает
требова
-
ния
в
части
потерь
ХХ
и
КЗ
и
максимального
КПД
,
а
также
методы
оценки
энергоэффек
-
тивности
и
расчета
полной
стоимости
владения
силовых
трансформаторов
.
Стандарт
во
многом
повторяет
требования
Постановления
Совета
Европы
№
548/2014,
таким
образом
,
разработку
этого
стандарта
можно
охарактеризовать
как
перевод
требований
Постановле
-
ния
Совета
Европы
в
разряд
международного
стандарта
,
имеющего
действие
не
только
на
территории
Европейского
Союза
,
но
и
в
других
странах
мира
.
В
развитых
странах
мира
(
начиная
с
80-
х
годов
)
идет
активное
внедрение
трансформа
-
торов
с
магнитопроводами
из
аморфной
стали
.
К
настоящему
времени
самыми
передовыми
странами
по
их
производству
являются
Китай
,
США
,
Индия
,
Япония
,
Южная
Корея
.
Такие
трансформаторы
имеют
потери
ХХ
более
чем
в
два
раза
ниже
по
сравнению
с
нормиро
-
ванными
для
уровня
А
0
по
EN 50464-1.
В
2014
году
производственный
выпуск
«
аморфных
»
трансформаторов
в
Китае
составил
12
ГВ
·
А
.
Опытное
или
мелкосерийное
производство
трансформаторов
с
использованием
им
-
портной
аморфной
стали
освоено
рядом
российских
заводов
:
ЗАО
«
Трансформер
»,
ООО
«
Тольяттинский
трансформатор
»,
ОАО
«
ЭЛЕКТРОЗАВОД
»,
ЗАО
«
Группа
СВЭЛ
»,
ЗАО
ГК
«
Электрощит
—
ТМ
Самара
»,
но
их
внедрения
не
последовало
в
связи
с
высо
-
кой
отпускной
стоимостью
и
упомянутым
несовершенством
закупочной
политики
.
Их
стоимость
в
1,5–3
раза
выше
стоимости
традиционных
распределительных
трансфор
-
маторов
,
и
одна
из
ключевых
причин
этого
состоит
в
отсутствии
в
РФ
достаточного
объ
-
Табл
. 2.
Уровни
потерь
КЗ
масляных
распределительных
трансформаторов
согласно
EN 50464-1
и
ГОСТ
27360-87 (
Вт
)
Номинальная
мощность
,
кВА
EN 50464-1
ГОСТ
27360-87
A
k
B
k
C
k
D
k
100
1250
1474
1750
2150
1750
160
1700
2000
2350
3100
2350
250
2350
2750
3250
4200
3250
400
3250
3850
4600
6000
4600
630
4800
5600
6750
8700
6500
1000
7600
9000
10500
13000
10500
1250
9500
11000
13500
16000
–––
1600
12000
14000
17000
20000
16000
2500
18500
22000
26500
32000
–––
73
ОБОРУДОВАНИЕ
ема
производства
аморфной
ленты
(
не
менее
10 000
т
/
год
)
для
изготовления
магнито
-
проводов
.
Представляется
целесообразным
стимулирование
внедрения
энергоэффективных
трансформаторов
,
в
том
числе
трансформаторов
с
магнитопроводами
из
аморфной
ста
-
ли
.
Необходимо
внесение
дополнений
в
нормативно
-
правовые
акты
и
организационно
-
распорядительные
документы
предприятий
электроэнергетики
России
в
части
принятия
решения
о
победителе
закупочной
процедуры
исходя
из
полной
стоимости
жизненного
цикла
оборудования
,
включающей
начальную
закупочную
стоимость
,
стоимость
вла
-
дения
с
учетом
приведенной
стоимости
потерь
электроэнергии
за
весь
срок
службы
.
При
расчете
стоимости
потерь
необходимо
установить
раздельно
тарифы
на
нагрузоч
-
ные
потери
и
потери
холостого
хода
с
последующим
увеличением
тарифов
на
потери
холостого
хода
.
Необходимо
запретить
на
нормативном
уровне
эксплуатацию
старых
и
закупку
новых
трансформаторов
с
повышенным
уровнем
потерь
холостого
хода
,
пре
-
вышающим
нормированные
на
уровне
национального
стандарта
ГОСТ
Р
максимально
допустимые
значения
.
При
технико
-
экономическом
обосновании
необходимо
на
уровне
Правительства
РФ
,
Мин
-
энерго
,
Минпромторга
учитывать
следующие
аспекты
,
не
относящиеся
к
компетенции
сетевой
компании
:
–
затраты
на
возмещение
потерь
холостого
хода
,
которые
оцениваются
в
260
рублей
/
кВт
в
год
[8].
В
сетях
ПАО
«
Россети
»
по
данным
[1]
находятся
более
50%
трансформаторов
,
отработавших
свой
нормативный
срок
,
то
есть
изготовленных
по
нормативным
документам
40–50-
летней
давности
.
Поэтому
эффект
при
учете
данной
составляющей
и
замене
всех
отработавших
свой
ресурс
распределительных
трансформаторов
ПАО
«
Россети
»
оцени
-
вается
сотнями
млрд
рублей
[9];
–
эффект
от
сокращения
выбросов
парниковых
газов
и
экономии
органического
топлива
в
результате
снижения
потерь
,
а
также
возможность
продажи
углеродных
квот
в
соответ
-
ствии
с
Киотским
протоколом
[10].
Повышение
энергоэффективности
силовых
трансформаторов
110–750
кВ
Основные
требования
в
части
потерь
трансформаторов
110–750
кВ
,
предъявляемые
ПАО
«
Россети
»,
установлены
в
СТО
56947007-29.180.091-2011 [11]
и
во
многом
основываются
на
уровнях
потерь
,
нормируемых
в
ГОСТ
12965–85 [12]
и
ГОСТ
17544–85 [13].
При
этом
в
последние
годы
ведущие
отечественные
трансформаторные
заводы
про
-
извели
глубокую
модернизацию
производства
.
Для
продольного
и
поперечного
раскроя
электротехнической
стали
были
установлены
станки
фирм
«GEORG» (
Германия
), «Soenen»
(
Бельгия
), «Astronic» (
Швейцария
),
обеспечивающие
высокое
качество
резки
стали
и
по
-
зволяющие
использовать
современные
схемы
шихтовки
магнитопроводов
(
полный
косой
стык
, Step Lap).
Широко
используются
трансформаторные
стали
современных
марок
,
таких
как
3408, 3409, NV27S-105L
и
др
.
толщиной
0,23–0,30
мм
,
обладающие
удельными
поте
-
рями
не
более
0,8–0,9
Вт
/
кг
при
индукции
1,5
Тл
,
что
определяет
возможность
снижения
потерь
холостого
хода
на
10–15%
и
более
по
сравнению
с
нормируемыми
в
ГОСТ
12965–85
и
ГОСТ
17544–85.
Для
дальнейшего
повышения
энергоэффективности
силовых
трансформаторов
110–750
кВ
представляется
целесообразным
корректировка
в
сторону
уменьшения
предель
-
ных
значений
потерь
ХХ
,
нормируемых
в
СТО
56947007-29.180.091–2011,
с
учетом
современ
-
ного
уровня
технологий
производства
и
применяемых
материалов
.
74
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Повышение
надежности
эксплуатации
трансформаторного
оборудования
Технологические
нарушения
,
связанные
с
повреждением
трансформаторного
оборудования
,
могут
приводить
к
длительным
перерывам
электроснабжения
для
конечных
потребителей
и
тяжелым
материальным
затратам
на
ликвидацию
аварий
.
Позиция
ПАО
«
Россети
»
в
отноше
-
нии
требований
надежности
к
трансформаторному
оборудованию
состоит
в
следующем
.
Обо
-
рудование
должно
быть
рассчитано
,
изготовлено
и
испытано
таким
образом
,
чтобы
в
процессе
всего
срока
эксплуатации
могло
выдерживать
все
нормируемые
перегрузки
и
воздействия
:
динамические
воздействия
при
транспортировке
,
перенапряжения
,
перегрузки
,
динамические
воздействия
при
коротких
замыканиях
и
прочие
.
Известно
,
что
надежность
трансформаторного
оборудования
во
многом
определяется
характеристиками
и
качеством
применяемых
материалов
,
комплектующих
и
вспомогательно
-
го
оборудования
.
С
целью
повышения
надежности
трансформаторного
оборудования
в
ЕТП
установлены
требования
не
только
к
техническим
характеристикам
оборудования
,
но
и
к
клю
-
чевым
применяемым
материалам
,
комплектующим
и
вспомогательному
оборудованию
,
на
-
пример
,
обмоточным
проводам
,
высоковольтным
вводам
и
пр
.
При
изготовлении
трансформаторов
отечественные
заводы
широко
используют
транс
-
понированные
обмоточные
провода
со
склейкой
элементарных
проводников
(
производства
ЗАО
«
Москабель
—
Обмоточный
провод
», ASTA, ESSEX
и
др
.),
применение
которых
позволяет
повысить
радиальную
устойчивость
сжимаемых
внутренних
обмоток
при
коротких
замыкани
-
ях
,
а
также
снизить
добавочные
потери
в
обмотках
.
В
дополнение
к
склейке
проводников
по
-
вышение
стойкости
при
КЗ
обмоток
также
может
быть
достигнуто
применением
обмоточного
провода
из
упрочненной
меди
.
В
настоящее
время
трансформаторы
оснащаются
вводами
фирм
ООО
«
Масса
»,
ООО
«
АББ
» (
РФ
), HSP (
Германия
),
А
BB (
Швейцария
).
На
напряжение
110–220
кВ
использу
-
ются
вводы
с
твердой
RIP-
изоляцией
;
на
классы
напряжения
330–500
кВ
могут
применяться
и
вводы
с
бумажно
-
масляной
изоляцией
без
избыточного
давления
,
а
на
класс
напряжения
750
кВ
—
только
с
бумажно
-
масляной
изоляцией
.
Со
временем
планируется
переход
на
приме
-
нение
вводов
с
твердой
изоляцией
на
все
классы
напряжения
110–750
кВ
.
Ввиду
явных
преи
-
муществ
вводов
с
твердой
изоляцией
по
сравнению
с
вводами
с
бумажно
-
масляной
изоляцией
представляется
оправданным
переход
на
предпочтительное
применение
вводов
с
твердой
изоляцией
на
классы
напряжения
330–750
кВ
.
Кроме
того
,
для
обеспечения
высокой
надежности
немаловажными
являются
вопросы
совершенствования
эксплуатации
,
диагностики
,
мониторинга
и
ремонта
трансформаторного
оборудования
,
которые
должны
решаться
совместно
производителями
оборудования
и
экс
-
плуатирующими
организациями
.
Как
показала
практика
,
ведущие
отечественные
заводы
способны
изготовить
оборудо
-
вание
,
удовлетворяющее
высоким
требованиям
сетевых
организаций
.
Практически
всеми
заводами
для
удовлетворения
спроса
и
выполнения
технических
требований
заказчиков
—
генерирующих
и
сетевых
организаций
—
закуплено
новейшее
оборудование
по
производству
трансформаторов
и
применяются
материалы
и
комплектующие
изделия
,
изготавливаемые
ведущими
фирмами
-
поставщиками
.
В
2003–2012
годах
,
в
период
активного
сетевого
стро
-
ительства
и
реконструкции
энергообъектов
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»,
произошло
переоснащение
производства
ведущих
предприятий
трансформаторостроения
,
в
частности
таких
гигантов
,
как
ОАО
«
ЭЛЕКТРОЗАВОД
»,
ООО
«
Тольяттинский
Трансформатор
».
Кроме
этого
,
построе
-
75
ОБОРУДОВАНИЕ
ны
новые
заводы
по
производству
трансформаторов
:
Обособленное
подразделение
ОАО
«
ЭЛЕКТРОЗАВОД
» «
Уфимский
трансформаторный
завод
» (
ОП
«
УТЗ
»),
ООО
«
Сименс
Транс
-
форматоры
» (
Воронеж
),
ООО
«
Силовые
машины
Тошиба
.
Высоковольтные
трансформаторы
»,
ЗАО
«
Группа
СВЭЛ
».
Необходимо
отметить
,
что
оснащение
завода
передовой
и
инновационной
техникой
не
яв
-
ляется
гарантией
выпуска
надежной
продукции
.
Для
нормального
функционирования
заводы
должны
привлекать
или
готовить
квалифицированные
кадры
.
Время
подготовки
специалистов
по
таким
специальностям
как
намотчик
,
сварщик
,
специалист
по
пайке
проводов
,
сборщик
,
шеф
-
монтажник
составляет
от
трех
до
пяти
лет
.
Причем
ведущие
специалисты
заводов
,
кото
-
рые
способны
обучить
молодые
кадры
,
должны
иметь
десятилетний
стаж
.
К
началу
2015
года
промышленные
мощности
РФ
по
производству
современного
транс
-
форматорного
и
реакторного
оборудования
,
по
данным
[14],
составили
более
120
ГВ
·
А
в
год
.
Согласно
программе
«
Энергоэффективность
и
развитие
энергетики
до
2020
года
»,
утвер
-
жденной
Распоряжением
Правительства
РФ
№
512-
Р
от
03.04.2013
года
,
прогноз
потребно
-
сти
в
трансформаторном
оборудовании
не
превышает
30
тысяч
МВ
·
А
в
год
.
Пик
потребности
в
трансформаторном
оборудовании
РФ
пришелся
на
2008–2011
годы
и
достигал
более
40
ГВ
·
А
в
год
.
В
2012–2015
годах
инвестиционные
программы
энергетических
компаний
РФ
существен
-
но
сократились
.
Только
ПАО
«
ФСК
ЕЭС
»
сократило
ежегодную
закупку
трансформаторного
и
реакторного
оборудования
с
8–10
ГВ
·
А
до
2
ГВ
·
А
в
год
,
то
есть
в
4–5
раз
.
В
связи
с
изложенным
,
в
настоящее
время
без
принятия
мер
по
поддержке
отечественных
трансформаторных
заводов
существуют
опасность
потери
ими
квалифицированных
кадров
,
что
при
последующем
возобновлении
массового
производства
трансформаторов
может
выз
-
вать
снижение
надежности
и
качества
производимой
продукции
.
Немаловажным
для
обеспечения
надежной
работы
трансформаторного
оборудования
является
требование
ЕТП
по
электродинамической
стойкости
обмоток
к
токам
короткого
за
-
мыкания
.
Согласно
действующим
нормативным
документам
ГОСТ
Р
52719 [15]
и
СТО
56947007-
29.180.091
подтверждение
стойкости
при
КЗ
в
зависимости
от
мощности
трансформатора
осуществляется
посредством
по
крайней
мере
одного
из
перечисленных
далее
способов
:
ис
-
пытание
на
стойкость
при
КЗ
;
расчетное
сравнение
с
трансформатором
аналогичной
конструк
-
ции
(
прототипом
),
выдержавшим
испытания
на
стойкость
при
коротких
замыканиях
;
расчетное
обоснование
(
для
трансформаторов
мощностью
более
40 M
В
·
А
).
К
сожалению
,
в
настоящее
время
далеко
не
все
трансформаторы
мощностью
25–40 M
В
·
А
могут
быть
испытаны
в
отече
-
ственных
испытательных
центрах
,
а
стоимость
испытаний
в
зарубежных
испытательных
цен
-
трах
сравнительно
высока
(
с
учетом
транспортировки
стоимость
испытаний
может
достигать
25–50%
стоимости
трансформатора
).
Фактически
,
за
последние
15
лет
не
был
испытан
ни
один
трансформатор
и
автотрансформатор
мощностью
свыше
40 M
В
·
А
,
несмотря
на
активное
вне
-
дрение
новых
материалов
,
конструктивных
решений
и
технологий
изготовления
.
Ситуация
мо
-
жет
быть
разрешена
при
вводе
в
эксплуатацию
лабораторного
комплекса
большой
мощности
Федерального
испытательного
центра
(
ПАО
«
ФИЦ
»),
где
планируется
обеспечить
возможность
испытаний
трансформаторов
мощностью
до
нескольких
сотен
M
В
·
А
,
а
также
при
восстановле
-
нии
и
модернизации
испытательных
мощностей
испытательных
центров
ФГУП
ВЭИ
и
АО
«
НТЦ
ФСК
ЕЭС
».
Среди
мировых
тенденций
в
области
повышения
надежности
эксплуатируемого
трансфор
-
маторного
оборудования
можно
отметить
применение
систем
мониторинга
и
повышение
их
эффективности
и
достоверности
,
определение
допустимых
перегрузок
силовых
трансформа
-
торов
исходя
из
фактических
условий
их
работы
[16].
76
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Первый
опыт
применения
систем
мониторинга
на
объектах
ПАО
«
Россети
»
показал
неоп
-
тимальный
выбор
состава
контролируемых
параметров
и
,
в
этой
связи
,
излишнюю
стоимость
систем
.
Часто
возникали
трудности
в
интерпретации
результатов
для
принятия
решений
.
В
этой
связи
необходимо
нормирование
минимального
необходимого
объема
измеряемых
параметров
и
интеллектуальная
экспертная
система
для
анализа
полученных
данных
и
при
-
нятия
решений
о
выводе
из
эксплуатации
или
замене
оборудования
по
состоянию
.
При
этом
необходимо
уделить
внимание
оптимизации
решений
.
Стоимость
устанавливаемых
систем
не
должна
превышать
1–2%
стоимости
трансформатора
.
Заслуживают
внимания
предложения
по
мониторингу
состояния
распределительных
трансформаторов
6–35
кВ
.
Повышение
безопасности
и
экологичности
трансформаторного
оборудования
В
последнее
время
в
мировой
практике
наметилась
тенденция
к
ужесточению
требований
к
экологичности
,
взрыво
-
и
пожаробезопасности
электрооборудования
.
Для
трансформаторов
,
работающих
в
районах
населенных
пунктов
и
на
ответственных
объектах
особой
важности
,
применяются
следующие
мероприятия
,
обеспечивающие
безопас
-
ную
эксплуатацию
:
–
размещение
оборудования
в
закрытых
камерах
;
–
подземное
исполнение
;
–
применение
трансформаторов
с
литой
изоляцией
;
–
применение
трансформаторов
с
элегазовой
изоляцией
;
–
оснащение
трансформаторов
системами
предотвращения
взрыва
и
пожара
,
системами
мониторинга
и
управления
,
эффективными
системами
пожаротушения
.
Выбор
мероприятий
в
каждом
конкретном
случае
должен
производиться
по
результатам
специального
технико
-
экономического
обоснования
,
проводимого
на
стадии
рассмотрения
ос
-
новных
технических
решений
.
Мировые
тенденции
в
области
обеспечения
взрыво
-
и
пожаробезопасности
отражают
раз
-
работки
по
следующим
направлениям
[17]:
–
повышение
класса
напряжения
сухих
трансформаторов
вплоть
до
110
кВ
,
разработка
сухих
трансформаторов
для
применения
в
сетях
среднего
и
высокого
напряжения
;
–
применение
жидких
диэлектриков
,
альтернативных
традиционному
трансформаторному
маслу
(
например
,
натуральных
эфиров
, Midel
и
др
.).
К
настоящему
времени
в
мире
освоено
серийное
производство
сухих
трансформаторов
с
наибольшим
рабочим
напряжением
до
72,5
кВ
включительно
[18].
На
46-
й
сессии
СИГРЭ
(2016
год
)
компанией
АВВ
сообщено
о
разработке
,
изготовлении
и
испытании
опытного
образца
сухого
трансформатора
с
наибольшим
рабочим
напряжением
123
кВ
мощностью
5 M
В
·
А
[17].
В
РФ
освоено
производство
сухих
трансформаторов
до
35
кВ
включительно
,
в
том
числе
с
устройствами
регулирования
напряжения
под
нагрузкой
(
РПН
),
и
также
выполняются
работы
по
дальнейшему
повышению
напряжения
до
110
кВ
[19].
В
виду
повышенной
взры
-
во
-
и
пожаробезопасности
сухих
трансформаторов
ЕТП
устанавливает
предпочтительное
их
применение
в
трансформаторных
подстанциях
,
встроенных
в
здания
,
а
также
сооружаемых
в
условиях
плотной
городской
застройки
или
в
стесненных
условиях
.
ПАО
«
МОЭСК
»
на
подстанции
(
ПС
) «
Медведевская
110
кВ
»
планирует
применить
трансфор
-
маторы
с
изоляцией
на
основе
экологически
чистого
биоразлагаемого
малогорючего
эфира
Midel
7131.
Решение
обусловлено
расположением
ПС
вблизи
МКАД
,
а
также
как
экономически
обосно
-
77
ОБОРУДОВАНИЕ
ванная
альтернатива
применения
трансформаторов
с
элегазовой
изоляцией
подземного
распо
-
ложения
.
После
получения
практического
опыта
эксплуатации
таких
трансформаторов
представ
-
ляется
целесообразным
установление
рекомендаций
по
предпочтительным
местам
их
установки
.
Сокращение
эксплуатационных
издержек
Одним
из
следствий
общемировой
тенденции
сокращения
эксплуатационных
издержек
энер
-
гокомпаний
является
концепция
создания
не
требующих
обслуживания
подстанций
и
основно
-
го
электрооборудования
и
сокращения
участия
человека
в
процессах
эксплуатации
,
техниче
-
ском
обслуживании
и
управлении
.
Применительно
к
трансформаторному
оборудованию
это
нашло
свое
отражение
в
ЕТП
в
виде
совокупности
требований
,
таких
как
требование
по
наличию
необслуживаемой
сис
-
темы
воздухоосушения
,
отсутствию
необходимости
капитального
ремонта
и
необходимости
подпрессовки
обмоток
в
течение
всего
срока
службы
,
а
также
требование
к
сроку
службы
уплотнительной
резины
.
При
изготовлении
трансформаторов
отечественные
заводы
широко
применяют
мало
-
усадочный
электрокартон
,
элементы
прессующей
системы
из
клееного
электрокартона
и
древесно
-
слоистого
пластика
(
производства
Weidmann, ENPAY, Rochling
и
др
.),
а
также
современные
технологии
и
технологическое
оборудование
для
термовакуумной
обработки
обмоток
в
вакуум
-
сушильных
печах
под
постоянным
прессующим
давлением
,
позволяющее
стабилизировать
осевые
размеры
обмоток
в
процессе
их
изготовления
.
За
счет
этого
ком
-
плекса
мер
заводами
декларируется
отсутствие
необходимости
подпрессовки
.
В
рамках
совершенствования
нормативно
-
технической
базы
специалистами
АО
«
НТЦ
ФСК
ЕЭС
»
выполнена
разработка
стандарта
организации
«
Методические
указания
по
под
-
тверждению
устойчивости
обмоток
силовых
трансформаторов
к
распрессовке
в
эксплуа
-
тации
» [20, 21],
который
устанавливает
требования
по
проведению
ресурсных
испытаний
с
целью
подтверждения
способности
трансформатора
сохранять
заданный
производителем
уровень
запрессовки
обмоток
в
течение
всего
срока
службы
трансформатора
(
без
необхо
-
димости
подпрессовки
обмоток
в
процессе
эксплуатации
).
В
части
срока
службы
уплотнительной
резины
следует
отметить
стандарт
СТО
56947007-
29.180.091–2011 [11],
в
котором
для
трансформаторов
классов
напряжения
110
кВ
и
выше
он
установлен
равным
сроку
службы
трансформатора
(30
лет
).
Это
требование
учитывает
то
об
-
стоятельство
,
что
трансформаторы
110–750
кВ
—
наиболее
дорогостоящее
и
ответственное
электрооборудование
—
преимущественно
имеют
бак
с
нижним
разъемом
,
и
для
них
заме
-
на
резиновых
уплотнений
,
например
,
на
разъеме
бака
,
может
быть
сопряжена
со
вскрытием
бака
трансформатора
и
полным
сливом
масла
,
что
нежелательно
в
условиях
эксплуатации
.
Иначе
дело
обстоит
с
трансформаторами
6–35
кВ
,
преимущественно
имеющими
баки
с
верх
-
ним
разъемом
,
и
для
них
в
СТО
56947007-29.180.074-2011 [22]
нет
требования
к
сроку
службы
уплотнительной
резины
(30
лет
).
Это
,
в
свою
очередь
,
продиктовано
не
только
конструктивны
-
ми
,
но
и
экономическими
соображениями
,
так
как
применение
соответствующих
типов
резины
(
фторсиликоновой
,
пробковой
)
приведет
к
необоснованному
увеличению
стоимости
массово
выпускаемых
распределительных
трансформаторов
6–35
кВ
без
существенного
повышения
их
эксплуатационных
характеристик
.
Вопрос
об
установлении
требования
по
сроку
службы
уплотнительной
резины
30
лет
применительно
к
трансформаторам
6–35
кВ
целесообразно
рассмотреть
вновь
по
мере
более
широкого
освоения
отечественными
изготовителями
произ
-
водства
фторсиликоновой
и
пробковой
резины
и
снижения
ее
стоимости
.
78
СБОРНИК
НАУЧНО
-
ТЕХНИЧЕСКИХ
СТАТЕЙ
Выводы
1.
В
части
сокращения
потерь
в
распределительных
трансформаторах
необходимо
стимули
-
рование
внедрения
энергоэффективных
трансформаторов
,
в
том
числе
трансформаторов
с
магнитопроводами
из
аморфной
стали
.
2.
В
части
сокращения
потерь
в
силовых
трансформаторах
110–750
кВ
целесообразна
кор
-
ректировка
в
сторону
уменьшения
предельных
значений
потерь
ХХ
и
КЗ
,
нормируемых
в
СТО
56947007-29.180.091–2011.
3.
Повышение
надежности
эксплуатации
трансформаторного
оборудования
может
быть
до
-
стигнуто
путем
:
–
применения
обмоточных
проводов
из
упрочненной
меди
,
вводов
с
твердой
изоляцией
на
классы
напряжения
110–750
кВ
;
–
применения
интеллектуальных
систем
мониторинга
и
повышения
их
эффективности
и
достоверности
;
–
принятия
мер
по
поддержке
отечественных
трансформаторных
заводов
в
части
недопуще
-
ния
потери
квалифицированных
кадров
,
например
,
применение
политики
протекционизма
при
закупке
трансформаторного
оборудования
;
–
проведения
натурных
испытаний
электродинамической
стойкости
трансформаторов
при
коротких
замыканиях
(
в
том
числе
мощностью
свыше
40 M
В
·
А
).
4.
В
части
повышения
безопасности
и
экологичности
трансформаторного
оборудования
це
-
лесообразно
продолжение
работ
в
направлениях
повышения
класса
напряжения
сухих
трансформаторов
и
применения
в
трансформаторах
экологически
чистых
негорючих
или
малогорючих
жидких
диэлектриков
.
5.
Сокращение
эксплуатационных
издержек
может
быть
достигнуто
путем
совершенствования
технических
требований
к
основному
электрооборудованию
,
направленных
на
уменьше
-
ние
участия
персонала
в
процессах
эксплуатации
,
техническом
обслуживании
и
управле
-
нии
работой
электрооборудования
.
Но
одних
только
требований
недостаточно
—
наряду
с
дополнительными
техническими
требованиями
должны
быть
предложены
способы
и
ме
-
тоды
подтверждения
способности
трансформаторов
сохранять
требуемые
эксплуатацион
-
ные
характеристики
в
течение
всего
срока
службы
.
ЛИТЕРАТУРА
1.
Положение
ПАО
«
Россети
»
о
Единой
техниче
-
ской
политике
в
электросетевом
комплексе
.
Утверждено
Советом
директоров
ПАО
«
Рос
-
сети
»,
протокол
№
138
от
23.10.2013
г
. [
Элек
-
тронный
ресурс
] URL: http://www.rosseti.ru/
investment/science/tech/doc/polozenie.pdf.
2.
ГОСТ
11920–85.
Трансформаторы
силовые
масляные
общего
назначения
напряжением
до
35
кВ
включительно
.
Технические
условия
.
Дата
введения
: 30.06.1986.
М
.:
Издательство
стандартов
, 1985. 39
с
.
3.
ГОСТ
27360–87.
Трансформаторы
силовые
масляные
герметизированные
общего
назна
-
чения
мощностью
до
1600
кВ А
напряжением
до
22
кВ
.
Основные
параметры
и
общие
техни
-
ческие
требования
.
Дата
введения
: 30.06.1988.
М
.:
Издательство
стандартов
, 1988. 6
с
.
4.
Дроздов
Н
.
В
.,
Ларин
В
.
С
.,
Филиппов
А
.
Е
.
К
во
-
просу
энергоэффективности
распределитель
-
ных
трансформаторов
//
Электро
.
Электротех
-
ника
,
электроэнергетика
,
электротехническая
промышленность
, 2015,
№
4.
С
. 41–46.
5. EN 50464-1:2007+A1:2012. Three-phase oil-im-
mersed distribution transformers, 50 Hz from
50 kVA to 2500 kVA with highest voltage for equip-
ment not exceeding 36 kV. BSI, 2007.
6. COMMISSION REGULATION (EU)
№
548/2014
of 21 May 2014 on implementing Directive
2009/125/EC of the European Parliament and
of the Council with regard to small, medium
and large power transformers. [
Электронный
ресурс
] URL: http://eur-lex.europa.eu/legal-
content/EN/TXT/PDF/?uri=CELEX:32014R0548
&from=EN.
79
ОБОРУДОВАНИЕ
7. IEC 60076-20 TS Ed. 1.0. Power transformers –
Part 20: Energy ef
fi
ciency.
8.
Бормосов
В
.
А
.,
Костоусова
М
.
Н
.,
Петренко
А
.
Ф
.,
Смольская
Н
.
Е
.
Перспективы
и
состоя
-
ние
разработок
распределительных
транс
-
форматоров
массовых
серий
. [
Электронный
ресурс
] URL: http://www.transform.ru/articles/
html/03project/a000001.article.
9.
Филиппов
А
.
Е
.,
Соснин
В
.
В
.
Энергосберега
-
ющие
трансформаторы
с
магнитопроводами
из
аморфных
сплавов
//
Энергоэксперт
, 2012,
№
2.
С
. 52–54.
10.
Киотский
протокол
к
Рамочной
конвенции
Ор
-
ганизации
Объединенных
Наций
об
измене
-
нии
климата
,
ООН
, 1998.
11.
СТО
56947007-29.180.091–2011.
Типовые
тех
-
нические
требования
к
трансформаторам
,
автотрансформаторам
(
распределительным
,
силовым
)
классов
напряжения
110–750
кВ
(
с
Изменениями
).
12.
ГОСТ
12965–85.
Трансформаторы
силовые
масляные
общего
назначения
классов
напря
-
жения
110
и
150
кВ
.
Технические
условия
.
М
.:
Издательство
стандартов
, 1986 (c
Изменения
-
ми
№
1–3).
13.
ГОСТ
17544–85.
Трансформаторы
силовые
масляные
общего
назначения
классов
на
-
пряжения
220, 330, 500
и
750
кВ
.
Технические
условия
.
М
.:
Издательство
стандартов
, 1986
(c
Изменением
№
1).
14.
Ковалев
В
.
Д
.
Возможности
производства
трансформаторно
-
реакторного
оборудования
предприятий
на
территории
РФ
/
Сборник
тру
-
дов
XXI
международной
научно
-
технической
конференции
«
Силовые
и
распределительные
трансформаторы
.
Реакторы
.
Системы
диагно
-
стики
»,
г
.
Москва
, 23–24
июня
2015
г
.
15.
ГОСТ
Р
52719–2007.
Трансформаторы
сило
-
вые
.
Общие
технические
условия
.
М
.:
Стан
-
дартинформ
, 2007. 45
с
.
16.
Ларин
В
.
С
.
Мировые
тенденции
развития
трансформаторного
оборудования
(
по
итогам
45-
й
сессии
СИГРЭ
) //
Электричество
, 2015,
№
8.
С
. 20–26.
17. M. Carlen, M. Berrogain, R. Cameroni, M. Spiranelli.
Dry-type subtransmission transformer: compact
and safe indoor substations // 45th CIGRE
Session, report A2-304, Paris, France, 2014.
18. B. Cranganu-Cretu, R. Murillo, M. Berrogaín,
M. Cuesto, C. Roy, L. Sánchez. Dry-type sub-
transmission transformer: dry power transformers for
the 123 kV and 145 kV voltage class // 46th CIGRE
Session, report A2-307, Paris, France, 2016.
19.
Ларин
В
.
С
.,
Светоносов
В
.
П
.
О
разработке
су
-
хого
трансформатора
110
кВ
//
Электрические
станции
, 2014,
№
1.
С
. 37–42.
20.
Дробышевский
А
.
А
.
Ресурсные
испытания
силовых
трансформаторов
/
Сборник
трудов
XXI
международной
научно
-
технической
кон
-
ференции
«
Силовые
и
распределительные
трансформаторы
.
Реакторы
.
Системы
диагно
-
стики
»,
г
.
Москва
, 23–24
июня
2015
г
.
21.
СТО
56947007-29.180.01.212–2016.
Методиче
-
ские
указания
по
подтверждению
устойчиво
-
сти
обмоток
силовых
трансформаторов
к
рас
-
прессовке
в
эксплуатации
.
22.
СТО
56947007-29.180.074–2011.
Типовые
техни
-
ческие
требования
к
силовым
трансформато
-
рам
6–35
кВ
для
распределительных
электри
-
ческих
сетей
.
Оригинал статьи: Перспективные требования к трансформаторному оборудованию
В статье рассмотрены перспективные требования к трансформаторному оборудованию, направленные на реализацию Положения о Единой технической политике в электросетевом комплексе ПАО «Россети».
