В России долгое время складывалась несколько иная ситуация. Она не соответствовала мировым тенденциям. Например, в группе выключателей на напряжение 110 кВ и выше преобладали баковые масляные устройства, в то время как на долю элегазовых аппаратов приходилось всего несколько процентов.
Достаточно длительный период времени в энергосистеме России в классе напряжения 110-220 кВ устанавливались масляные баковые, маломасляные колонковые и воздушные выключатели разных типов. По состоянию на сентябрь 2010 года число выключателей, отработавших нормативный срок службы, составляло 40% от общего количества тех, что находились в эксплуатации.
На тот момент свой нормативный ресурс выработали около 90% масляных выключателей типа МКП-110, 40% аппаратов типа У-110, 30% воздушных выключателей ВВН-110 и 40% устройств ВВН-220. В то время в энергосистеме страны всё чаще фиксировались случаи повреждения отечественных выключателей. В числе основных причин эксперты называли:
- износ основных узлов выключателей;
- несовершенство конструкции устройств, находящихся в эксплуатации;
- установку и использование аппаратов в климатических условиях, для которых они не были предназначены;
- изъяны, которые возникли в результате низкого качества применяемых при ремонте материалов;
- нарушения нормативных и директивных документов по срокам ремонта и режимам эксплуатации;
- дефекты конструкции и производства;
- перегрузки;
- установку в цепях, где токи КЗ и восстанавливающее напряжение превышают нормированные параметры выключателей.
Несмотря на то, что серийное производство комплектных распределительных устройств с элегазовой изоляцией в России было освоено еще в 1970-х годах, к 2010 году масштаб применения таких аппаратов в энергосистеме страны был сравнительно небольшим. На тот момент было установлено около 350 ячеек КРУЭ на напряжение 110-220 кВ. Для сравнения: японские компании в тот же период выпустили порядка 7 000 ячеек с элегазовой изоляцией на напряжение 77-800 кВ.
На тот момент в России были разработаны КРУ с элегазовой изоляцией на весь спектр номинальных напряжений, фактически были созданы аппараты третьего поколения, но бо́льшая часть из них реализована в рамках международных контрактов.
Уровень российских разработок в области элегазового оборудования соответствует лучшим мировым образцам. Высокий научный потенциал и многолетний опыт позволяют отечественным производителям выпускать современное высокоэффективное коммутационное оборудование.
Однако в последние годы эксперты обращали внимание на отставание России от технологически развитых стран по темпам производства и внедрения элегазовой аппаратуры. Это процесс трудоемкий и достаточно медленный, в эксплуатации остается еще много устаревшего оборудования. Поэтому основными задачами развития этого направления специалисты называют:
- ликвидацию отставания в масштабах обеспечения энергосистем современными образцами высокотехнологичного коммутационного оборудования;
- улучшение массогабаритных характеристик элегазовой аппаратуры, снижение стоимости и разработку новых, еще более надежных моделей;
- разработку цифровых систем управления, диагностирования и контроля коммутационного оборудования;
- разработку способов и систем прогнозирования возможного срока службы элегазовых устройств.
В Положении ОАО «Россети» о единой технической политике в электросетевом комплексе закреплены требования, которые необходимо соблюдать при разработке проектной документации по новому строительству, техническому перевооружению и модернизации оборудования подстанций.
В частности, в документе говорится, что электрические схемы распределительных устройств, наряду с надежностью, удобством эксплуатации, гибкостью технических решений, компактностью и технически обоснованной экономичностью, также должны быть типовыми:
- при сооружении РУ в конструктивном исполнении КРУЭ необходимо использовать простые схемы, обеспечивающие оптимизацию размещения токопроводов аппаратуры;
- для распределительных устройств на напряжение 330-750 кВ должны применяться схемы с коммутацией линий электропередачи двумя выключателями либо присоединяться при помощи полуторных цепочек (на первоначальных этапах строительства целесообразно применять схемы «треугольник» и «пятиугольник»);
- для распределительных устройств 35-220 кВ должны применяться схемы с одним выключателем на присоединение. При наличии соответствующих обоснований допускается использовать две системы шин или одну обходную с возможностью перевода на нее более ответственных или всех присоединений методом оперативных переключений. В случае если будут зафиксированы обоснованные требования, для РУ 220 кВ допускается использование схем с коммутацией ЛЭП через полуторные цепочки;
- документ предусматривает применение обходных систем шин в ОРУ 35-220 кВ, с которых производится плавка гололеда на проводах и грозозащитных тросах отходящих воздушных линий;
- выбор количества и мощности (авто) трансформаторов 220 кВ и ниже, а также трансформаторных установок, которые предназначены для удовлетворения собственных нужд, необходимо проводить с учётом их перегрузочной способности;
- на подстанциях единой национальной (общероссийской) электрической сети напряжением от 220 кВ до 1 150 кВ питание сторонних потребителей 6-35 кВ рекомендуется осуществлять от отдельных трансформаторных установок 110 или 220 кВ;
- третичные отмотки (авто) трансформаторов 220-500 кВ необходимо выполнять на номинальное напряжение 20-35 кВ. Это позволит свести к минимуму объем основного оборудования, снизить значения токов короткого замыкания и повысить надежность питания собственных нужд подстанции;
- используемые схемы должны предусматривать возможность расширения распределительного устройства в будущем. При отсутствии исходных данных по количеству перспективных присоединений необходимо закладывать возможность расширения:
- для РУ 220 кВ и выше – не менее чем на два присоединения;
- для РУ 35-110 кВ – не менее чем на четыре присоединения;
- для РУ 6-20 кВ – не менее чем на восемь присоединений.
