Трансформаторные подстанции (ТП) и распределительные пункты (РП) — ключевые элементы электросетей, отвечающие за прием, преобразование (повышение/понижение) и распределение электроэнергии. ТП используют силовые трансформаторы для изменения напряжения, тогда как РП распределяют энергию на одном напряжении без трансформации. Оба типа оборудования критически важны для энергоснабжения промышленных и жилых объектов.
Электроэнергетическая система представляет собой сложный организм, состоящий из множества взаимосвязанных элементов. Электростанции генерируют электроэнергию, линии электропередачи транспортируют её на большие расстояния, а подстанции и распределительные пункты преобразуют напряжение и распределяют энергию непосредственно потребителям.
Если использовать аналогию с кровеносной системой организма, то линии электропередачи — это артерии и вены, а подстанции — это капилляры, которые доставляют кислород (электроэнергию) в каждый орган (потребителю).
Подстанция (ПС) или распределительный пункт (РП) — это сложная техническая установка, предназначенная для приёма, преобразования (трансформации) напряжения электрического тока и распределения электроэнергии потребителям.
Хотя на первый взгляд термины «подстанция» и «распределительный пункт» могут казаться синонимами, в специализированной литературе они обозначают установки различного масштаба и назначения.
Подстанция — более крупное сооружение, предназначенное для трансформации напряжения на несколько уровней и питания больших территорий.
Распределительный пункт — это чаще более компактное устройство с одним трансформатором, осуществляющее питание конкретного производственного участка или жилого района.
Значение подстанций и распределительных пунктов для общества невозможно переоценить. Они являются критической инфраструктурой, от надёжности работы которой зависит энергоснабжение больниц, школ, жилых домов, промышленных предприятий.
В России в системе распределительных электросетей эксплуатируется примерно три миллиона силовых трансформаторов мощностью 25–6300 кВА класса напряжения 6, 10, 20 и 35 кВ. Многие из этих трансформаторов, установленные 30–50 лет назад, приближаются к концу своего технического ресурса и требуют замены, что представляет как вызов, так и возможность для модернизации электроэнергетической системы.
Часть I: Классификация и функциональное назначение подстанций
Иерархия электроэнергетической системы и место подстанций
Чтобы понять, какова роль подстанции в электроэнергетической системе, полезно представить структуру передачи электроэнергии как иерархию с несколькими уровнями напряжения.
Электростанции (ТЭС, ГЭС, АЭС, солнечные и ветровые парки) генерируют электроэнергию, обычно при напряжении 6–20 кВ. Однако такое напряжение хорошо только для передачи энергии на очень короткие расстояния (до нескольких сотен метров). Для передачи электроэнергии на большие расстояния (от города к городу, из одного региона в другой) напряжение необходимо повысить.
Причина: при передаче мощности P на расстояние d и при напряжении U потери мощности в сопротивлении провода составляют P_потерь = (P·d)2 / (U2 · S), где S — сечение провода. Видно, что потери обратно пропорциональны квадрату напряжения. Поэтому для уменьшения потерь напряжение повышают до 110, 220, 330, 500 кВ и даже выше.
Первый уровень подстанций — это главные повышающие подстанции (ГПП), расположенные непосредственно при электростанциях. Здесь трансформаторы повышают напряжение с 6–20 кВ до 110–500 кВ для передачи на дальние расстояния.
Второй уровень — это районные подстанции (РПС) и подстанции глубокого ввода, расположенные в центрах крупных городов или производственных зон. Они получают электроэнергию от энергосистемы при напряжении 110–330 кВ и понижают его до 35–110 кВ для распределения по территории района или промышленной зоны.
Третий уровень — это городские и посёлковые распределительные подстанции (ГРП, ПРП), получающие питание при напряжении 35–110 кВ и понижающие его до 6–10 кВ.
Четвёртый уровень — это трансформаторные пункты (ТП) и распределительные пункты (РП), осуществляющие понижение напряжения с 6–10 кВ до 380/220 В для питания потребителей (жилых домов, малых и средних предприятий).
Каждый уровень этой иерархии выполняет специфическую функцию, и все они вместе обеспечивают надёжное и экономичное распределение электроэнергии от мест её генерирования к местам потребления.
Классификация подстанций по назначению
Подстанции классифицируются по различным критериям, каждый из которых характеризует какой-либо аспект их функционирования.
Понижающие и повышающие подстанции — это деление по направлению трансформации напряжения. Понижающие подстанции, которые значительно более распространены, снижают напряжение с высокого (110–330 кВ) на среднее (6–35 кВ) и низкое (380/220 В). Повышающие подстанции, напротив, повышают напряжение для передачи на дальние расстояния.
На практике обе функции часто выполняются на одной и той же подстанции (например, районная подстанция может иметь несколько трансформаторов, из которых одни повышают напряжение для питания другой части сети, а другие понижают для питания потребителей).
Узловые распределительные подстанции (УРП) — это крупные сооружения, рассчитанные на напряжение 110–330 кВ или выше, которые получают электроэнергию непосредственно от энергосистемы (от линий высокого напряжения, идущих от электростанций или от других подстанций системы). УРП распределяют полученную энергию по нескольким направлениям — как на питание потребителей, так и на питание других, менее крупных подстанций. Эти подстанции имеют важное значение для надёжности системы, так как их отключение может привести к отключению значительной части территории.
Подстанции глубокого ввода получают питание от энергосистемы или от центрального распределительного пункта при напряжении 35–110 кВ. Их назначение — обеспечить питание группы подстанций более низкого уровня или крупных промышленных предприятий. Они расположены глубже в территории города или производственного района, отсюда и название.
Главные понижающие подстанции (ГПП) промышленных предприятий осуществляют приём энергии от энергосистемы (обычно при напряжении 6, 10, 35 или 110 кВ) и её распределение по различным цехам и участкам предприятия. На ГПП устанавливаются трансформаторы, аппаратуру управления и защиты, системы мониторинга и управления.
Цеховые трансформаторные пункты и распределительные пункты расположены непосредственно в цехах промышленного предприятия или в жилых районах и осуществляют питание конкретных производственных участков или групп потребителей.
Классификация по типу и числу трансформаторов
Подстанции различаются также по тому, сколько силовых трансформаторов на них установлено и какой они имеют тип.
Однотрансформаторные подстанции имеют один силовой трансформатор. Они наиболее экономичны при малых нагрузках, однако создают потенциальный риск: если этот единственный трансформатор выходит из строя, питание потребителей прерывается. Однотрансформаторные подстанции используются для питания потребителей второй и третьей категорий по надёжности (потребители, которым кратковременное отключение питания не причиняет серьёзного ущерба).
Двухтрансформаторные подстанции имеют два трансформатора, которые работают параллельно, питая один и тот же распределительный пункт или несколько секций. При выходе из строя одного трансформатора второй может взять на себя часть или всю нагрузку (в зависимости от того, насколько загружены трансформаторы в нормальном режиме). Двухтрансформаторные подстанции требуют больших капитальных затрат, но обеспечивают повышенную надёжность и используются для питания потребителей первой категории (больницы, скорая помощь, системы безопасности) и часто второй категории.
Трёхтрансформаторные и многотрансформаторные подстанции — это обычно крупные районные подстанции или главные подстанции крупных предприятий, где каждый трансформатор может питать отдельную секцию низкого напряжения, обеспечивая максимальную гибкость в управлении нагрузками.
По типу трансформаторов подстанции делятся на две основные группы. Масляные трансформаторы используют специальное трансформаторное масло для охлаждения и изоляции обмоток. Масло лучше рассеивает тепло, чем воздух, поэтому масляные трансформаторы могут быть более компактными при одинаковой мощности, и они исторически были стандартом для трансформаторов средней и большой мощности.
Однако они требуют специальных мер для предотвращения пожаров (поддон с маслом, система сбора пролитого масла) и создают экологический риск при протечках.
Сухие трансформаторы используют для охлаждения и изоляции воздух и специальные смолы или эпоксидные соединения. Они более безопасны (нет риска пожара от масла), не требуют сложных систем охлаждения и более экологичны.
Однако сухие трансформаторы обычно имеют выше потери энергии в холостом ходу и требуют вентиляции охлаждающего воздуха.
«
Подписывайтесь на наши каналы в Telegram:
Школа для электрика и Электрика, электромонтажные работы
Часть II: Структура и основные компоненты подстанции
Состав типичной трансформаторной подстанции
Трансформаторная подстанция — это не просто трансформатор, помещённый в бетонный ящик. Это сложный комплекс оборудования, каждый элемент которого выполняет конкретную функцию для обеспечения безопасного, надёжного и эффективного преобразования и распределения электроэнергии.
Основные элементы типичной подстанции можно логически разделить на несколько групп.
Первая группа — оборудование высокого напряжения. На входе подстанции устанавливается коммутационное оборудование высокого напряжения — выключатели, разъединители, заземляющие ножи. Для подстанций среднего и высокого напряжения (6 кВ, 10 кВ, 35 кВ и выше) это оборудование обычно собирается в специальном шкафу распределительного устройства высокого напряжения (РУВН) или в распределительном устройстве (РУ). На мощных подстанциях РУ может быть открытым распределительным устройством (ОРУ), размещаемым на открытом воздухе, или закрытым распределительным устройством (ЗРУ), размещаемым в отдельном помещении.
Вторая группа — силовые трансформаторы. Это ключевой элемент подстанции, который преобразует напряжение. Трансформатор состоит из железного сердечника (магнитопровода) с намотанными на нём первичной и вторичной обмотками. Количество витков в обмотках определяет коэффициент трансформации и, следовательно, соотношение между входным и выходным напряжением.
Современные трансформаторы часто имеют специальный регулирующий механизм, позволяющий изменять число витков в первичной обмотке без отключения трансформатора (ОЛТЦ — на линии регулирования под нагрузкой), что позволяет поддерживать стабильное напряжение при колебаниях нагрузки.
Третья группа — оборудование низкого напряжения. На выходе трансформатора устанавливается распределительное устройство низкого напряжения (РУНН) с выключателями, контакторами, реле защиты и управления. РУНН коммутирует отходящие линии, которые питают потребителей или ведут к другим подстанциям более низкого уровня.
Четвёртая группа — системы управления и защиты. Подстанция должна не только преобразовывать напряжение, но и защищать оборудование от повреждений. Для этого устанавливаются различные типы реле и автоматических выключателей.
Реле максимального тока защищают оборудование от перегрузок и коротких замыканий. Реле напряжения отключают оборудование, если напряжение выходит за допустимые пределы.
Современные подстанции имеют микропроцессорные системы защиты и управления (РЗА — релейная защита и автоматика), которые не только защищают, но и автоматически восстанавливают питание при исчезновении напряжения в одной из линий (автоматическое включение резерва — АВР).
Пятая группа — системы измерения и мониторинга. На подстанции устанавливаются трансформаторы тока и напряжения, которые снижают мощные токи и напряжения до уровня, который может быть безопасно измерен приборами.
Счётчики электроэнергии регистрируют количество потреблённой энергии. Современные подстанции часто имеют системы АИИС КУЭ (Автоматизированная Информационно-Измерительная Система Коммерческого Учёта Электроэнергии), которые позволяют дистанционно контролировать режимы работы подстанции и предсказывать потенциальные проблемы.
Шестая группа — вспомогательные системы. Подстанция должна иметь надёжную систему заземления и молниезащиты для защиты от грозовых перенапряжений.
Трансформаторы выделяют тепло и требуют охлаждения, поэтому подстанция должна иметь систему вентиляции или даже активного охлаждения (вентиляторы, радиаторы). В здании подстанции должны быть помещения для персонала, системы пожарной безопасности и аварийное освещение.
Типы и конструкции распределительных устройств
Распределительное устройство (РУ) — это совокупность коммутационного оборудования (выключателей, разъединителей, контакторов), сборных шин и элементов сооружения, которые собирают в единую конструкцию. Выбор типа РУ влияет на стоимость, надёжность, площадь, занимаемую подстанцией, и удобство обслуживания.
Открытое распределительное устройство (ОРУ) располагается на открытом воздухе и состоит из отдельных опор и конструкций, на которых монтируются выключатели, разъединители и прочее оборудование. ОРУ занимает много площади (десятки или сотни квадратных метров в зависимости от числа присоединений), но является наиболее экономичным решением для высоковольтных подстанций и подстанций с большим количеством отходящих линий. ОРУ имеет хорошую естественную вентиляцию и требует меньших затрат на строительство зданий.
Закрытое распределительное устройство (ЗРУ) располагается в отдельном здании, что защищает оборудование от неблагоприятных погодных условий и несанкционированного доступа. ЗРУ может быть выполнено в виде шкафов, камер или панелей. Большое преимущество ЗРУ — компактность, однако требует вентиляции для отвода тепла, генерируемого оборудованием.
Комплектные распределительные устройства (КРУ, КРУ-Л) — это промышленные шкафы, каждый из которых содержит все необходимые элементы для одного присоединения (выключатель, разъединитель, реле защиты и т.д.). КРУ стандартизированы, что сокращает время проектирования, производства и монтажа. Они широко используются на подстанциях среднего напряжения (6, 10 кВ).
Распределительные устройства с реакторами используются на крупных подстанциях с несколькими отходящими линиями.
Реакторы (катушки индуктивности) включаются в серию с отходящими линиями, чтобы ограничить ток при коротком замыкании. Без реакторов ток при коротком замыкании мог бы быть настолько большим, что потребовал бы очень дорогостоящего оборудования (выключатели, кабели и т.д.), рассчитанного на эти большие токи. Реакторы позволяют снизить требуемые мощности оборудования, сокращая затраты.
Часть III: Выбор мощности и параметров трансформаторов
Понимание нагрузок и графиков потребления
Одна из самых важных задач при проектировании подстанции или при выборе трансформатора — это определение требуемой мощности трансформатора. Ошибка в этом выборе может иметь серьёзные последствия.
Если трансформатор выбран слишком малой мощности, он будет работать в перегрузочном режиме, его обмотки будут перегреваться, масло (в масляных трансформаторах) деградировать, и срок службы значительно сократится. Если трансформатор выбран слишком большой мощности, его холостые потери (потери, которые происходят даже когда нет нагрузки) будут излишне большими, увеличивая затраты на электроэнергию и загрузку генерирующих мощностей.
Правильный выбор мощности требует глубокого понимания графиков нагрузок потребителей.
Потребители электроэнергии не потребляют её равномерно в течение суток. Существует суточный график нагрузки, который показывает, как изменяется суммарная потребляемая мощность в течение дня. Жилые потребители используют больше электроэнергии ночью (освещение, отопление) и вечером (приготовление пищи, просмотр телевизора), а днём, когда люди находятся на работе и на улице, потребление снижается. Промышленные потребители, напротив, потребляют максимум энергии днём, во время основной смены работы.
Существует также сезонный график нагрузки. Зимой нагрузка выше из-за включения систем отопления и более длительного использования освещения. Летом нагрузка может быть как выше (из-за кондиционирования в южных районах), так и ниже (из-за меньшей необходимости в отоплении в северных районах).
Для проектирования подстанции обычно используют несколько характеристических точек графика нагрузки.
Минимальная нагрузка — это наименьшая суммарная мощность, потребляемая в течение суток (обычно ночью, между 2 и 4 часами).
Средняя нагрузка — это среднее значение мощности в течение суток, рассчитываемое как отношение суммарной энергии, потреблённой в течение суток (в кВтч), к числу часов в сутках (24 часа).
Максимальная нагрузка (или пиковая нагрузка) — это наибольшая мощность, потребляемая в течение суток, обычно приходится на утренние часы (7–9 часов) или вечерние часы (17–19 часов).
При выборе мощности трансформатора используют максимальную нагрузку, но с определённым запасом. Этот запас определяется тем, что в течение дня максимальная нагрузка длится недолго (примерно 2–4 часа), и трансформатор в среднем работает с меньшей нагрузкой. Кроме того, необходимо предусмотреть возможность роста нагрузок в будущем (если на подстанции появятся новые потребители или имеющиеся потребители расширят свои производства).
Методика расчёта требуемой мощности трансформатора
Расчёт требуемой мощности трансформатора начинается с определения суммарной расчётной нагрузки. Если известны все электроприёмники, подключенные к подстанции, и их рабочие режимы, то суммарная мощность определяется суммированием их номинальных мощностей с учётом того, что не все приёмники работают одновременно.
Для расчёта используют различные методы. Метод прямого суммирования применяется, когда известно, что в расчётный момент времени одновременно работают конкретные потребители, и их мощности просто суммируются. Этот метод используется редко, только для специальных случаев, потому что он обычно даёт завышенную оценку нагрузки.
Метод средней мощности и расчётного коэффициента — это наиболее распространённый метод. Согласно этому методу, расчётная максимальная мощность определяется как:
S_макс = K_п · сумма (S_ном · K_и)
где K_п — расчётный коэффициент одновременности (обычно 0,2–0,5 в зависимости от типа нагрузки), сумма(S_ном · K_и) — сумма номинальных мощностей всех потребителей, умноженных на их коэффициенты использования (обычно 0,5–1,0 в зависимости от того, как часто каждый потребитель работает на полную мощность).
Значения коэффициентов K_п и K_и определяются на основе таблиц, которые разрабатывались инженерами на основе анализа реальных режимов работы подобных установок. Например, для группы офисных компьютеров коэффициент одновременности может быть 0,3 (работают одновременно примерно 30% от всех компьютеров), а коэффициент использования — 0,6 (каждый работающий компьютер потребляет примерно 60% от своей номинальной мощности).
После определения расчётной максимальной мощности необходимо выбрать номинальную мощность трансформатора из стандартного ряда. В России стандартная серия мощностей включает: 6,3, 10, 16, 25, 40, 63, 100, 160, 250, 400, 630, 1000 кВА и далее. Обычно выбирают трансформатор, мощность которого на 10–20% больше расчётной максимальной нагрузки.
Однако выбор мощности трансформатора — это не просто выбор из стандартного ряда. Необходимо провести так называемый экономический расчёт, чтобы оценить, стоит ли выбрать меньший, дешёвый трансформатор (с большей вероятностью перегрузок) или больший, дорогой трансформатор (с меньшей вероятностью перегрузок и меньшими потерями).
«
Углубленное изучение программируемых логических контроллеров (ПЛК) и всех аспектов промышленной автоматизации в Telegram:
ПЛК и автоматизация
Экономический расчёт и выбор оптимальной мощности
Стоимость электроэнергии в России дифференцирована по мощности. Потребитель, у которого максимальная нагрузка составляет 100 кВт, платит не только за использованную электроэнергию (кВтч), но и за наличие этой мощности (за 1 кВт мощности в месяц).
Стоимость трансформатора зависит от его мощности нелинейно. Трансформатор мощностью 100 кВА стоит примерно в 1,3–1,5 раза дороже, чем 63 кВА, но даёт только 58% больше мощности. Аналогично, потери в трансформаторе зависят от его характеристик и режима работы.
Если срок окупаемости составляет, скажем, 2–3 года, то выбирают больший трансформатор. Если срок окупаемости превышает 5–7 лет, то выбирают меньший.
На практике рекомендации по выбору мощности, основанные на опыте многих лет эксплуатации, выглядят следующим образом.
Для однотрансформаторных подстанций с нагрузкой первой категории (особо ответственные потребители, требующие непрерывного питания) коэффициент загрузки в нормальном режиме рекомендуется принимать 0,6–0,7. Это означает, что если максимальная нагрузка составляет 50 кВт, то выбирают трансформатор номинальной мощностью примерно 70–85 кВА.
Для двухтрансформаторных подстанций, где при выходе из строя одного трансформатора второй может взять на себя полную нагрузку, коэффициент загрузки в нормальном режиме может быть выше (0,7–0,8), поскольку перегрузочный режим будет происходить редко. Для подстанций с преобладающей нагрузкой второй категории и наличием взаимного резервирования с другими подстанциями коэффициент загрузки может быть в диапазоне 0,7–0,95.
Часть IV: Схемы и надёжность электроснабжения
Радиальная и кольцевая схемы электроснабжения
Одна из самых важных характеристик подстанции — это её место в общей схеме электроснабжения. Существуют несколько основных типов схем, и выбор схемы влияет на надёжность, экономичность и сложность управления системой.
Радиальная схема — это схема, в которой каждый потребитель (или подстанция) питается от одного источника напряжения, и линия электропередачи тянется от источника к потребителю как радиус от центра круга.
Радиальная схема чрезвычайно проста: если произойдёт повреждение на линии, питание прерывается только потребителям, которые находятся за местом повреждения. Радиальная схема требует минимального количества оборудования (меньше выключателей, меньше кабеля) и стоит дешевле, чем более сложные схемы.
Однако радиальная схема имеет существенный недостаток: она не обеспечивает резервирования. Если линия повреждена и нет другого пути для питания потребителя, последний остаётся без электроэнергии. Это приемлемо для потребителей третьей категории (сельские потребители, небольшие магазины), которым кратковременное (часы или даже день) отключение питания не причиняет серьёзного ущерба. Однако это недопустимо для потребителей первой категории (больницы, скорая помощь, центры управления, системы безопасности).
Кольцевая схема — это схема, в которой несколько подстанций соединены в кольцо, и каждая подстанция может получать питание с двух сторон. При повреждении одного участка кольца питание всех подстанций прерывается, но ненадолго — система автоматического управления отключает повреждённый участок, и питание восстанавливается от другой стороны кольца. Кольцевая схема обеспечивает высокую надёжность и часто используется в городских сетях.
Кольцевая схема требует больше оборудования (больше выключателей, больше кабеля) и более сложного управления. При расчёте потоков мощности в кольцевой схеме необходимо учитывать, что мощность распределяется между двумя путями, идущими в разных направлениях вокруг кольца. При простой радиальной схеме мощность течёт в одном направлении, что облегчает расчёты.
Схема с разомкнутым кольцом — это компромисс между радиальной и кольцевой схемами. Несколько подстанций соединены в кольцо, но одна из линий кольца остаётся разомкнутой (разъединителем). В нормальном режиме система работает как две радиальные линии, разомкнутая линия используется только как резерв. При повреждении одной из основных линий разомкнутая линия автоматически замыкается, и питание восстанавливается.
Магистральная схема — это схема, в которой от одного источника питания тянется магистральная линия, и от этой линии ответвляются боковые линии к потребителям. Магистральная схема требует меньше кабеля, чем кольцевая, но надёжность её выше, чем у простой радиальной схемы.
Категории потребителей и требования к надёжности
Российское законодательство (ПУЭ — Правила устройства электроустановок) разделяет всех потребителей электроэнергии на три категории по надёжности электроснабжения.
Потребители первой категории — это потребители, для которых перерыв в электроснабжении может привести к общественной опасности или серьёзному ущербу. Это включает: больницы и учреждения скорой помощи, центры управления и командные пункты, системы безопасности и охраны, системы противопожарной защиты, центры экстренной помощи.
Потребители первой категории должны иметь полное резервирование по сети — две независимые линии питания или генератор на объекте. Время восстановления питания должно быть минимальным (доли секунды).
Потребители второй категории — это потребители, для которых перерыв в электроснабжении причиняет значительный ущерб. Это включает: общественные здания (офисы, учреждения), многоквартирные жилые дома, большинство промышленных предприятий среднего размера. Потребители второй категории должны иметь резервирование либо по сети (две линии питания), либо внутри подстанции (два трансформатора). Время восстановления питания — до нескольких часов.
Потребители третьей категории — это потребители, для которых кратковременный перерыв в электроснабжении не причиняет существенного ущерба. Это включает: малые магазины и кафе, сельские потребители, ненагруженные производства. Потребители третьей категории могут питаться от одной линии без резервирования. Время восстановления питания может быть длительным (день или более).
В соответствии с категорией потребителя выбирается схема электроснабжения и конструкция подстанции. Потребители первой категории, расположенные в крупных городах, часто подключаются к двум независимым главным подстанциям, питание от которых приходит разными маршрутами. Потребители второй категории обычно питаются от одной подстанции с двумя трансформаторами или от двух подстанций с одним трансформатором в каждой. Потребители третьей категории питаются от одной подстанции с одним трансформатором.
Часть V: Современные тенденции в развитии подстанций
Комплектные подстанции и модульные решения
В последние 20–30 лет произошла революция в проектировании и конструкции подстанций. Появились так называемые комплектные подстанции и распределительные пункты (КТП, БКТП, МТП), которые полностью меняют подход к их строительству.
Раньше подстанция проектировалась и строилась как уникальный объект для каждого конкретного места. Специалист проектировщик рисовал схему, определял типы и мощности оборудования, здание строилось индивидуально, оборудование монтировалось на месте и наладчик выполнял пусконаладочные работы. Весь процесс от проектирования до сдачи в эксплуатацию занимал многие месяцы или даже год.
Комплектные подстанции изменили эту парадигму. Они поставляются как готовые модули, в которых всё оборудование (трансформатор, коммутационная аппаратура, системы защиты и управления) уже собрано и испытано на заводе. Всё, что остаётся сделать на месте, — это подключить высокий и низкий выводы к сети, подключить системы мониторинга и аварийной сигнализации.
Это значительно сокращает время монтажа (с нескольких месяцев до нескольких недель) и снижает стоимость. Кроме того, поскольку все компоненты подбираются на заводе с гарантией их совместимости, надёжность комплектных подстанций выше, чем у традиционных.
Существует несколько типов комплектных подстанций. КТП (комплектная трансформаторная подстанция) обычно представляет собой бетонный или металлический ящик с маслянным трансформатором мощностью 40–1000 кВА и распределительным устройством низкого напряжения.
БКТП (блочная комплектная трансформаторная подстанция) — это металлическое здание, состоящее из нескольких модулей, и может содержать несколько трансформаторов.
МТП (модульная трансформаторная подстанция) — это сборка из стандартизированных модулей, которые можно комбинировать для получения требуемой конфигурации. БКТПБ (блочная комплектная трансформаторная подстанция бетонная) — это вариант БКТП, выполненный из железобетонных панелей.
Комплектные подстанции особенно популярны при электроснабжении жилых районов и при расширении сетей в городских условиях, где земельная площадь ограничена.
Системы мониторинга и автоматического управления
Современные подстанции всё чаще оснащаются системами удалённого мониторинга и управления. Раньше подстанция, особенно небольшая, работала без постоянного присутствия персонала. Если возникала проблема, её обнаруживали либо потребители (когда у них пропадало питание), либо диспетчер энергосбытовой компании при плановом обходе.
Современные системы позволяют снимать показания со всех датчиков подстанции в реальном времени: температура масла в трансформаторе, напряжение и ток на входе и выходе, активная и реактивная мощность, коэффициент мощности. Эти данные передаются в центр управления, где специальное программное обеспечение анализирует их и предупреждает оператора о любых отклонениях от нормы.
Например, если температура масла в трансформаторе начнёт расти быстрее, чем обычно, это может быть признаком развивающейся неисправности (например, замыкание между витками обмотки), и система предупредит оператора, чтобы он провёл техническое обслуживание до того, как трансформатор выйдет из строя.
Системы автоматического управления (АВР — автоматическое включение резерва) позволяют автоматически переключаться на резервное питание при исчезновении основного питания. Для потребителей первой категории это означает, что перерыв питания длится доли секунды, практически незаметно для потребителя.
Подстанции как критическая инфраструктура
Подстанции и распределительные пункты — это скромные, незаметные для большинства людей сооружения, но они являются критической инфраструктурой нашего общества. Без них невозможна деятельность больниц, школ, офисов, магазинов и промышленных предприятий. Развитие городов и промышленности невозможно без развития и расширения сетей распределения электроэнергии.
В течение XX века были разработаны надёжные и эффективные конструкции подстанций, принципы их проектирования и критерии выбора оборудования. Эти принципы, закодированные в ПУЭ и других нормативных документах, обеспечили высокую надёжность электроснабжения в развитых странах.
Однако в начале XXI века подстанции сталкиваются с новыми вызовами. Интеграция возобновляемых источников энергии, появление электромобилей (которые создают новые пиковые нагрузки при одновременной зарядке многих автомобилей) и постоянный рост потребления электроэнергии требуют переосмысления подходов к проектированию сетей.
Современная подстанция — это не просто набор трансформаторов и выключателей, а интеллектуальная система, оснащённая датчиками, системами мониторинга и управления, способная адаптироваться к изменяющимся условиям нагрузок и источников энергии.
Специалист, проектирующий или эксплуатирующий подстанцию, должен иметь не только глубокие знания теории электротехники, но и понимание экономики, знание современных технологий и способность к инновационному мышлению.
Энергетическая система будущего будет более распределённой, более сложной и более динамичной. Подстанции останутся её ключевым элементом, но их роль трансформируется из простого устройства преобразования напряжения в активный элемент системы управления и оптимизации потоков энергии. Именно в этой трансформации и заключается вызов и возможность для современных инженеров-электриков.
Андрей Повный