Обеспечение надежной работы электростанций, подстанций и систем электроснабжения промышленных предприятий в значительной степени определяется безотказной работой выключателей высокого напряжения [1].  Выключатели – основные коммутационные аппараты в электрических установках и служат для включения и отключения токовых цепей.  Уникальной особенностью выключателей является то, что они должны надежно выполнять свои функции, находясь как во включенном,  так и в отключенном состоянии, а также одновременно быть постоянно готовыми к мгновенному выполнению коммутационных операций в любых режимах работы, включая аварийные ситуации. Цель работы – ознакомить читателей с вопросами преимуществ применения нового, для большинства сетевых и генерирующих компаний, класса коммутационных аппаратов – вакуумных выключателей.

Масштабные структурные преобразования, осуществляемые в энергетике России, происходят в условиях, когда износ оборудования в среднем по отрасли достиг величины 57,3 %.Темпы нарастания изношенного электрооборудования составляют 2–6 % в год от общего количества. Доля сетевого оборудования, сработавшего свой ресурс, приведена на рис. 1.

Увеличение объемов электрооборудования, сработавшего свой ресурс, несмотря на значительное увеличение инвестиций в техническое перевооружение Энергообъектов за последние два года, пока еще превышает темпы его замены на новое. Такое положение дел может привести в ближайшие 10 лет к дальнейшему росту уровня износа основных фондов энергетики до 70 %. Если не остановить процесс увеличения износа основных фондов, то энергетика может потерять свою работоспособность из-за возникновения массовых отказов электрооборудования.
В сетях среднего напряжения 6–35 кВ, согласно Положению о технической политике ОАО «ФСК ЕЭС» в распределительном электросетевом комплексе, проблема износа оборудования выделяется особо. Это связано с тем, что общая протяженность сетей 6 (10) кВ в России, находящихся в эксплуатации, превышает 1,1 млн. км, а общее число подстанций 6–35/0,4 кВ – 500 тыс. В настоящее время в расчете на 100 км длины линий 6 (10) кВ происходит в среднем 26 отключений в год. В результате за год происходит до 5–6 отключений потребителей (в технически развитых зарубежных странах – 1–2). Примерно 15 % трансформаторных подстанций 6 (10)/0,4 кВ имеют неудовлетворительное состояние. Более 40 % воздушных и кабельных линий, а также 30 % подстанций находятся в эксплуатации дольше нормативного срока службы. Около 70 % всех нарушений электроснабжения происходит именно в сетях 6 (10) кВ. К наиболее изношенному оборудованию на подстанциях относятся, как правило, выключатели. По данным ОАО «ФСК ЕЭС», количество технологических нарушений из-за отказа выключателей наибольшее (см. рис. 2).

Причинами повреждений электрооборудования в сетях 6 (10) кВ являются старение конструкций и материалов при эксплуатации (18 %), климатические воздействия (ветер, гололед и их сочетание) выше расчетных значений (19 %), грозовые перенапряжения (13 %), недостатки эксплуатации (6 %), посторонние воздействия (16 %) и невыясненные причины повреждений (28 %).
Распределение технологических нарушений маслонаполненного оборудования, приведенное на рис. 3, также убедительно показывает, что наибольшее количество отказов имеют высоковольтные масляные (малообъемные и баковые) выключатели.

Доля количества отказов конструктивных элементов от общего количества отказов масляных выключателей распределяется следующим образом: дугогасящая камера – 18 %, привод – 26 %, цепи управления – 42 %, опорная изоляция и вводы – 14 %.
Среднее время восстановления одного отказа сетей 6 (10) кВ составляет более 3 часов. Если затраты на восстановление принять за единицу, то ущерб, включая недоотпуск электрической энергии, может достигать 2 единиц. Кроме того, для электрооборудования, отработавшего более 30 лет, затраты на ремонт превышают средние показатели по отрасли в 3 раза. У наиболее изношенного электрооборудования затраты на техническое обслуживание и ремонт за срок службы в 2,5–3,5 раза превосходят затраты, необходимые для установки нового электрооборудования. Поэтому особую актуальность приобретает необходимость обеспечения надежности сетей 6–35 кВ, в том числе на основе замены изношенных и морально устаревших выключателей.
Для генерирующих компаний повышение требований к безопасности, надежности и экономичности энергоблоков тепловых и атомных электростанций сопровождается растущими требованиями и к обеспечению надежности системы электроснабжения собственных нужд (СЭСН) 6 кВ. Решение проблемы обеспечения надежной и эффективной работы СЭСН также неразрывно связано с высокой степенью износа работающего оборудования, в том числе масляных и электромагнитных выключателей 6 кВ, установленных в ячейках КРУ.
Наряду с физическим износом оборудования происходит его моральное старение. Средний технический уровень установленного станционного и подстанционного коммутационного оборудования соответствует оборудованию, которое эксплуатировалось в ведущих странах мира 30 лет назад. Вместе с тем тенденции развития высоковольтных выключателей 6–35 кВ, приведенные на рис. 4, показывают устойчивый рост применения в мире вакуумных выключателей.

Развитие вакуумных выключателей связано с тем, что вакуум является идеальной изоляционной средой, так как ионизация молекул газа путем соударения с ними электронов чрезвычайно мала, а значит, практически исключено лавинообразное нарастание количества заряженных частиц из-за весьма низкой плотности газа. Поэтому электрическая прочность изоляционного межконтактного промежутка в вакууме значительно выше, а длина дуги значительно меньше, чем в масляных, элегазовых и воздушных выключателях. Это позволяет существенно снизить габариты дугогасительной камеры вакуумного выключателя. Сравнение разрядного импульсного пробивного напряжения Uпр в зависимости от величины межконтактного промежутка S в различных дугогасящих средах представлено на рис. 5.

Зависимость пробивного напряжения Uпр  от межэлектродного расстояния S для газовой и вакуумной изоляции приведена на рис. 6.

В последнее десятилетие в области разработки и производства высоковольтных вакуумных выключателей в России и зарубежье успешно работают следующие компании: «Самарский электрощит», СЭЩ (Самара), ФГУП «НПП «Контакт» (Саратов), ВЭИ (Москва), ОАО «Электрокомплекс» & ОАО «Энергетика и экология» (Минусинск), ОАО «Нижнетуринский электроаппаратный завод» (Нижняя Тура), «Электроаппарат» (Уфа), РЗВА «Высоковольтный Союз» (Ровно), НПП «Элвест» (Верхняя Тура), АВВ, Siemens, Alstom (Areva), Schneider Electric и другие.
В сетях среднего класса напряжения 6–35 кВ в ближайшие годы доминирующим типом коммутационного аппарата станет вакуумный выключатель. Так, доля вакуумных выключателей в общем количестве выпускаемых аппаратов в Европе и США превышает 70 %, в Японии – 100 %.В России в последние годы эта доля имеет постоянную тенденцию к росту и превысила шестидесятипроцентную отметку.
Элегазовые выключатели на напряжение 6–35 кВ по своим техническим характеристикам равноценны вакуумным и могут составить им конкуренцию. Однако элегазовые выключатели в 1,5 раза дороже, а в электроустановках с частыми коммутациями вакуумные выключатели более надежны.
Широкому применению вакуумных выключателей способствуют приведенные ниже конструктивные и эксплуатационные преимущества перед традиционными коммутационными аппаратами на напряжение 6–35 кВ (маломасляными, электромагнитными, воздушными).
Конструктивные преимущества вакуумных выключателей:

Эксплуатационные преимущества вакуумных выключателей:

В таблице 1 представлены хорошо известные по справочным данным показатели надежности электрооборудования 6–10 кВ. Из таблицы следует, что наиболее надежным оборудованием являются вакуумные выключатели. Однако как бы ни были надежны вакуумные выключатели, необходимо считаться с возможными случаями отказа их в работе и повреждениями узлов и деталей, в том числе вакуумных дугогасительных камер (ВДК).

К наиболее серьезным дефектам в работе вакуумных выключателей относятся увеличение переходного сопротивления контактов и разгерметизация ВДК. Из опыта эксплуатации известно, что это события маловероятные. Так, по данным лучших производителей, надежность ВДК при современной технологии производства очень высока – декларируемая наработка на отказ составляет 2000 лет. В научной литературе приведены причины разгерметизации ВДК выключателей 6 (10) кВ в %от общего числа причин (таблица 2).

В настоящее время, согласно Технической политике ФСК в распредсетях, к вакуумным выключателям нового поколения предъявляются требования минимизации работ по техническому обслуживанию, и возможности эксплуатации без ремонта в течение всего срока службы (25 лет). В таблице 3 приведено сравнение системы организации и сроков проведения технического обслуживания и ремонта (ТОиР) выключателей маломасляных серии ВК-10 и вакуумных выключателей ВВ/TEL–10 ПГ «Таврида Электрик».

Из приведенных в таблице 3 данных следует, что за срок службы (25 лет) выключателю ВК-10 будет проведено 6 средних или капитальных ремонтов, 24 текущих ремонта и не менее 50 операций технического обслуживания. В случае обнаружения дефектов и возникновения отказов ВК-10 потребуется выполнение неплановых и аварийных ремонтов. Применяя методы расчета экономической эффективности, можно подсчитать ремонтно-эксплуатационные затраты за срок службы с учетом дисконтирования затрат, а также срок окупаемости при внедрении вакуумных выключателей.
Если решать задачу определения оптимальных межремонтных периодов маломасляных выключателей при различных стратегиях ТОиР, то и в этом случае применение вакуумных выключателей будет предпочтительней. Это видно из рис. 7, на котором представлены графики зависимости суммарных затрат на проведение ТОиР и результаты определения оптимальных межремонтных периодов масляных выключателей при различных стратегиях [2]: 1 – планово-предупредительных ремонтов (ППР); 2 – стратегии ремонтов по техническому состоянию (СТС); 3 – стратегии аварийных ремонтов (САР); 4 – промежуточной конкурирующей стратегии (ПКС).
Не менее важной задачей является определение предельного времени продления эксплуатации Тпр и соответствующих среднегодовых затрат Zср для ячеек масляных и воздушных выключателей класса напряжения 6–35 кВ.
Для определения Тпр был разработан специальный метод [3] принятия обоснованных решений по сверхнормативной эксплуатации оборудования, и выполнены расчеты, в том числе для ячеек масляных и воздушных выключателей 6–35 кВ, результаты которых представлены в таблице 4.
Разработанный метод основан на сравнении функций среднегодовых затрат на эксплуатацию электрооборудования в случае продления его эксплуатации Z1ср или замены на новое Z2ср [3]. Выбор варианта замены или продления срока службы ЭО осуществляется на основе критерия минимума среднегодовых дисконтированных затрат. Используется модель изменения затрат во времени, учитывающая снижение ресурса ЭО при продлении его срока службы. Предложенный метод позволяет определить оптимальный срок продления ресурса оборудования и соответствующий ему уровень среднегодовых приведенных затрат с учетом технического состояния, экономически характеризуемого коэффициентом ? – относительного ежегодного прироста затрат от ухудшения технического состояния оборудования при его сверхнормативной эксплуатации. Принятие решения осуществляется на основе следующих соотношений затрат:

Проблема определения сработанного ресурса выключателей в зависимости от условий и режимов эксплуатации также весьма актуальна. Собранные статистические данные в системах электроснабжения различных энергообъектов о количестве коммутаций, выполненных выключателями за срок службы, позволяют утверждать, что ресурсные характеристики вакуумных выключателей существенно выше реального количества
коммутаций, осуществляемых на электростанциях и подстанциях. В таблице 5 приведен пример расчета, количества коммутаций выключателей КРУ 6 кВ системы электроснабжения собственных нужд (СЭСН) энергоблока одной из ГРЭС за 26 лет эксплуатации.

Для сравнения с реальным количеством коммутаций в таблице 5 приведены показатели долговечности (ресурса) выключателя ВВ/TEL-10-20/1000. Видно, что нормативное значение коммутационного ресурса этого выключателя в 3,5 раза превосходит реальное количество выполненных коммутаций за срок эксплуатации.
Коммутационный ресурс современных вакуумных выключателей составляет 20 000–50 000 циклов «ВО» номинального тока и 50–150 циклов  «ВО» номинального тока отключения. При таких значениях коммутационного ресурса и соответствующего механического ресурса, очевидно, что полностью ресурс вакуумных выключателей не может быть исчерпан в течение 25 лет. Следовательно, в течение этого срока отпадает необходимость в ремонтах вакуумных выключателей, установленных на присоединениях с нормальным числом коммутаций. В цепях с частыми коммутациями должны применяться вакуумные выключатели специального исполнения, коммутационный ресурс которых по ГОСТ 18 397 должен составлять не менее 120 000 циклов «ВО»  номинального тока. Например, для пылеугольных энергоблоков количество коммутаций в сутки для механизмов топливоподачи может достигать 25–30. Тогда при средней наработке 6000 часов/год, за 25 лет эксплуатации максимальное количество коммутаций выключателями СЭСН 6 кВ составит (6000/24)·25·30 = 187 500 циклов «ВО». Таким образом, необходимо контролировать ресурс выключателей различных присоединений.
Для решения этой задачи разработаны модели оценки технического ресурса и прогнозирования надежности высоковольтных выключателей [4]. На основе разработанных моделей проведены расчеты ресурса и показателей надежности высоковольтных выключателей.
Полученные значения сработанного ресурса и вероятности безотказной работы высоковольтных выключателей могут быть использованы для принятия решений и планирования мероприятий по назначению ремонта, отключению, замене или эксплуатации выключателей без ограничений. Таким образом, результаты оценки указанных показателей безотказности и долговечности будут способствовать реализации приказа РАО «ЕЭС России» №706/100 от 17.12.02 в части количественного определения технического состояния
выключателей в процессе эксплуатации с учетом реальных условий и режимов работы.
Автор не ставил своей целью познакомить читателей с недостатками, возникающими при эксплуатации вакуумных выключателей, или дать сравнительную характеристику этих коммутационных аппаратов, выпускаемых различными производителями. Эта задача других публикаций. Анализ основных преимуществ применения вакуумных выключателей на электростанциях и подстанциях, а также в системах электроснабжения промышленных предприятий, приведенных в изложенном материале, позволяет сделать следующие выводы.

ЛИТЕРАТУРА
1. Назарычев А. Н., Таджибаев А. И. Модели расчета эксплуатационной надежности и управления техническим состоянием электрооборудования. – СПб.: ПЭИПК, 2002. – 39 с.
2. Назарычев А. Н. Методы и модели оптимизации ремонта электрооборудования объектов энергетики с учетом технического состояния /Иван. гос. энерг. ун-т. – Иваново, 2002. – 168 с.
3. Назарычев А. Н., Андреев Д. А. Методические основы определения предельных сроков эксплуатации и очередности технического перевооружения объектов электроэнергетики. – Иваново:
Иван. гос. ун-т, 2005. – 144 с.
4. Назарычев А. Н., Андреев Д. А. Методы и математические модели комплексной оценки технического состояния электрооборудования / Иван. гос. энерг. ун-т. – Иваново, 2005. – 224 с.
5. Назарычев А. Н., Таджибаев А. И., Андреев Д. А. Совершенствование системы проведения ремонтов электрооборудования электростанций и подстанций. – СПб.: ПЭИПК, 2004. – 64 с.