ПОНИЗИТЕЛЬНАЯ ПОДСТАНЦИЯ 35/6кВ С ПРОВЕДЕНИЕМ ЭНЕРГОАУДИТА «НОВОГОРОДСКАЯ»

1. Введение

В Российской Федерации значительная часть парка понизительных подстанций 35/6 кВ была введена в эксплуатацию в 1960–1970-х годах и к настоящему времени имеет физический износ, превышающий 70%. Такое оборудование не соответствует современным нормам (ПУЭ, ПТЭ, РД 34.45-51.300-97), характеризуется повышенными потерями электроэнергии, низкой надёжностью и отсутствием автоматизации.

Актуальность работы обусловлена необходимостью модернизации распределительных сетей для обеспечения надёжного электроснабжения потребителей I и III категорий (жилые дома, больницы) на примере Охинского района Сахалинской области.

2. Объект и методы исследования

Объект исследования – понизительная подстанция 35/6кВ «Новогорская».

Основные параметры ПС до модернизации:

• два трансформатора ТМ-6300/35 (1960–70 гг. выпуска);
• схема 35 кВ – «мостик с выключателями в цепи трансформаторов»;
• схема 6 кВ – «две системы шин с секционированием»;
• релейная защита – электромеханическая (РТ-40, РНТ-565);
• защита от перенапряжений – отсутствует (устаревшие разрядники);
• текущая нагрузка – 5 МВА, cos φ = 0,8.

Методы исследования включали:

• инструментальные замеры (имитация по данным системы АСДУ «ДВ-МИР»);
• расчёт токов короткого замыкания (метод типовых кривых);
• тепловизионное обследование (контактные соединения);
• расчёт потерь в трансформаторах по паспортным данным;
• технико-экономическое сравнение вариантов оборудования.

3. Результаты модернизации ПС

3.1. Замена силовых трансформаторов

Вместо трансформаторов ТМ-6300/35 выбраны ТМН-4000/35/6,3 У1 (табл. 1).

Таблица 1.

Сравнение параметров трансформаторов

Параметр	ТМ-6300 (старый)	ТМН-4000 (новый)
Номинальная мощность, кВА	6300	4000
Потери холостого хода, кВт	~8–10	5,0
Потери короткого замыкания, кВт	~46–50	32,0
Напряжение КЗ, %	7,5	7,5
РПН	Нет	±4×2,5%

 

Резерв дополнительной мощности нового трансформатора составляет 62% (S_рез = (4 - 1,5)/4 = 0,62), что позволяет покрывать кратковременные перегрузки.

3.2. Расчёт токов короткого замыкания

Расчёт выполнен для максимального и минимального режимов. Результаты приведены в табл. 2.

Таблица 2.

Токи короткого замыкания

Режим	Место КЗ	I(3), А	i_уд, А
Максимальный	35 кВ	3930	6400
Минимальный	35 кВ	2060	4590
Максимальный	6 кВ	5890	14660
Минимальный	6 кВ	4558	11610

 

Полученные значения использованы для проверки выключателей (I_откл ≥ 5,89 кА) и настройки уставок РЗА.  

3.2. Выбор коммутационного оборудования и РЗА

Для сторон 35 и 6 кВ выбрано оборудование (табл. 3). Замена масляных выключателей на вакуумные позволяет снизить эксплуатационные затраты и повысить ресурс.

Таблица 3.

Основное оборудование ПС «Новогорская»

Сторона	Тип оборудования	Марка
35 кВ	Выключатель вакуумный	ВВН-ЧАЭЗ-35-УХЛ2
35 кВ	ОПН	ВВ/ТЕЛ ОПН-РК-35
6 кВ	КРУ	КРУ-СЭЦ-59
6 кВ	Выключатель	ВВУ-СЭЦ-10-20/1000

 

Микропроцессорная релейная защита реализована на терминалах «Релематика» TOP-200 (TOP-200-T – для трансформатора, TOP-200-B – для ввода, TOP-200-L – для фидеров), что обеспечивает самодиагностику, регистрацию аварийных событий и дистанционное управление.                     

3.4. Молниезащита и заземление    

Спроектирована система из двух стержневых молниеотводов высотой 15 м (зона защиты типа А, надёжность 99,5%). Заземляющее устройство выполнено в виде сетки из полосы 5×40 мм и вертикальных электродов. Расчётное сопротивление заземлителя – 1,87 Ом, напряжение прикосновения – 141 В (допустимое – 340 В).

4. Методические указания по энергоаудиту   

На основе анализа нормативных документов (№ 261-ФЗ, ПУЭ, ПТЭ, ГОСТ Р 51379-99) разработана процедура энергоаудита для ПС 35/6 кВ, включающая пять этапов (табл. 4).

Таблица 4.

Этапы энергоаудита ПС «Новогорская»

Этап	Содержание	Длительность
1. Подготовительный	Анализ схем, паспортов, журналов	3–5 дней
2. Предварительный	Визуальный осмотр, опрос персонала	1–2 дня
3. Инструментальный	Замеры нагрузок, cos φ, тепловизионный контроль	5–7 дней
4. Расчётно-аналитический	Энергобаланс, потери в трансформаторах и линиях	10–14 дней
5. Заключительный	Энергопаспорт, программа мероприятий	5–7 дней

 

Ключевым результатом энергоаудита является расчёт фактического небаланса электроэнергии (до модернизации – до 5%, после – менее 1%) и обоснование установки счётчиков класса 0,5S на всех фидерах 6 кВ.

5. Программа повышения энергоэффективности

Программа включает организационные и технические мероприятия (табл. 5).

     Таблица 5.

Повышения энергоэффективности ПС «Новогорская»

Показатель	До модернизации	После модернизации
Потери электроэнергии, %	8-12	≤ 6
cos φ	0.80	0,93
Аварийные отключения (в год)	12-15	≤ 5
Небаланс электроэнергии, %	До 5	< 1
Экономия, тыс. кВт·ч/год	---	350–450

 

6. Заключение

1. Выполнено технико-экономическое обоснование модернизации ПС 35/6 кВ «Новогорская», подтверждающее целесообразность замены трансформаторов на ТМН-4000 с РПН.
2. На основе расчёта токов КЗ выбрано современное вакуумное коммутационное оборудование и микропроцессорная РЗА «Релематика» TOP-200.
3. Разработаны методические указания по проведению энергоаудита для подстанций аналогичного класса напряжения.
4. Предложена программа повышения энергоэнергоэффективности с ожидаемой экономией 350–450 тыс. кВт·ч/год и снижением потерь электроэнергии до 6% (с 8–12% до модернизации).