Выпуск оборудования без проведения полного цикла сертификационных испытаний – опасная авантюра

По известным причинам в 90-е годы были разрушены Научно-технические центры (НТЦ), занимавшиеся разработкой новых технологий и оборудования в области энергетики. Отдельные традиционные производители электротехнического оборудования ушли с рынка вследствие банкротства и продажи предприятий. Другие переориентировали свое производство на выпуск продукции с быстрым возвратом вложенных средств. Массовое внедрение в отрасли электротехнического оборудования таких фирм, как «Siemens», «Schneider Electric», ABB, с одной стороны, ускорило этот процесс, с другой, продемонстрировало уровень оборудования, которое отвечает мировым требованиям к качеству электроснабжения. Выделенные в последние годы в энергетику большие инвестиции сделали эту отрасль снова привлекательной для отечественного производителя. Создание совместных предприятий позволило наладить выпуск электротехнического оборудования с использованием новейших технологий.

Об опыте внедрения новых технологий в производство

Группа компаний «ХАЙТЕК» (ныне - производственная группа «Трансформер») берет свое начало от монтажной организации ЗАО «Хайтех-Раэск», участвующей в строительстве сетей электроснабжения в Москве и Московской области, начиная с 1992 г. Поступательное развитие предприятий группы «ХАЙТЕК» позволило перейти от простого монтажа оборудования других производителей до организации собственного производства электрооборудования среднего и низкого напряжения.

15-и летний опыт работы на электромонтажном рынке привел к необходимости решения задачи комплексного удовлетворения потребностей Заказчика за счет разработки и реализации интегрированных технических решений.

Очевидно, что решение поставленной задачи невозможно без использования новых технологий, как в производственном секторе, так и в сфере проектирования. Внедрение новых технологий в производство обеспечивает повышение качества и надежности электроснабжения, использование же новых форм проектирования, в частности объемного, позволяет представить Заказчику конечный результат уже на стадии разработки проекта.

Главной линией развития группы компаний «ХАЙТЕК» (группы «Трансформер») является перенос новых технологий в Россию, гибкое развитие освоенных технологий совместно с партнерами и ведущими вузами страны, разработка новых видов оборудования, предложение новаторских решений, повышение культуры производства, как на собственных предприятиях, так и в электротехнической отрасли в целом.

Стратегическими партнерами компании являются такие фирмы, как «Siemens», «Newton», «Marbeton», «Technoelectric», «Pronutec», «Terasaki», «Hyundai», а также профильные кафедры Московского энергетического университета (МЭИ) и Ивановского государственного энергетического университета.
Такое сотрудничество, с одной стороны, сокращает время, необходимое для освоения новой продукции, а с другой, расширяет рынок для данного оборудования.

Например, совместная работа с ООО «Сименс» (Москва) превратилась в отдельное направление работы ООО «Сборочный завод «Электромодуль» (сегодня - Подольский завод коммутационной аппаратуры): сборка и адаптация КРУЭ «Столица» с использованием базовых элементов «Siemens», программирование и наладка защит и схем управления, монтаж оборудования на объекте с последующим гарантийным и послегарантийным обслуживанием. Только в Москве данное оборудование установлено в более чем 50 РП, где использование другого оборудования невозможно в силу имеющегося дефицита площадей.

Большие инвестиции вложены в строительство и техническое оснащение нового завода «Трансформер» (г. Подольск Московской области).

Основной специализацией нового предприятия является выпуск:
• силовых трансформаторов нового поколения, востребованных для реконструкции объектов энергетики;
• блочных комплектных трансформаторных подстанций в железобетонной оболочке.

Наряду с производством сухих трансформаторов с литой изоляцией серии ТСЛ мощностью до 2500 кВА и масляных трансформаторов серии ТМГ мощностью до 1250 кВА конструкторы завода «Трансформер» разработали проекты специальных разделительных трансформаторов. В опытной эксплуатации находятся токоограничивающие реакторы на токи 1250А, изготовленные по современной технологии. Ведутся научно-исследовательские и опытно-конструкторские разработки по созданию сухих трансформаторов с морозостойкой смолой для работы в северных районах России с температурой окружающей среды до -63ºС.

Внедренная на заводе уникальная технология позволяет производить модульные монолитные железобетонные конструкции с гибко изменяющимися габаритными размерами для объектов энергетики и ЖКХ: трансформаторных подстанций (ТП), тепловых пунктов, насосных станций, мини-котельных и так далее. Изготовление железобетонной оболочки 14 типоразмеров обеспечивает выполнение как типовых, так и специальных проектов ТП, оптимизированных по критерию цена/качество уже на стадии проектирования.

Время изготовления конструкции – 1 день, прочность конструкции значительно превышает параметры аналогичной оболочки известных российских производителей вследствие двойного армирования бетона. Комплектная подстанция поставляется заказчику как изделие заводской готовности, что значительно сокращает временные и материальные затраты на транспортировку, установку, пусковые и наладочные работы.

О необходимости сертификационных испытаний

Опыт группы компаний «ХАЙТЕК» (сегодня - группы «Трансформер») показывает, что перенос высоких технологий в Россию всегда сопровождается их доработкой с целью адаптации производимого оборудования к российским условиям эксплуатации, климатическим условиям, требованиям национальных стандартов и эксплуатирующих организаций. В результате этой работы отечественный производитель получает доступ к качественной продукции с улучшенными характеристиками по сравнению с импортированными образцами. Постепенный переход на отдельные материалы и комплектующие передовых российских производителей позволяет в дальнейшем предложить продукт по существенно меньшей цене. Каждая такая замена, наряду с технико-экономическим обоснованием, подтверждается многочисленными испытаниями в электротехнической и химической лабораториях, укомплектованных современным испытательным оборудованием и измерительными приборами.

После прохождения полного цикла сертификационных испытаний разработанное оборудование устанавливается в опытную эксплуатацию. Эксплуатационные наработки, а также замечания эксплуатирующих организаций обсуждаются с ведущими специалистами отрасли, с экспертами сертификационных органов и сотрудниками старейшего Испытательного центра России – «НТЦ электроэнергетики» - НИЦ ВВА.

 Выбор данного Испытательного центра обусловлен следующими причинами:
 
• Реальное наличие испытательного оборудования, необходимого для проведения полного цикла испытаний на нужный класс напряжения;
• Заслуженный авторитет, заработанный большим объемом испытаний отечественного и зарубежного оборудования на соответствие требованиям ГОСТ;
• Квалификация и знания ведущих экспертов, позволяющие получить анализ результатов испытаний, рекомендации по совершенствованию конструкции, а также cпрогнозировать поведение испытанного оборудования в российских условиях эксплуатации;
• Знание текущего состояния в сфере генерации, передачи и распределения электрической энергии и эксплуатационной надежности применяемого оборудования различных производителей.

В этой статье на примере создания новой продукции – блочных комплектных трансформаторных подстанций (КТПБ) в монолитной железобетонной оболочке, мы хотим затронуть вопрос о необходимости и достаточности проводимых сертификационных испытаний. До недавнего времени монопольным производителем КТПБ мощностью до 1000 кВА являлось ЗАО «ЭЗОИС», где использовалась технология фирмы «Schneider Electric». Весь ряд блочных трансформаторных подстанций 25÷1000 кВА имеет единые габаритные размеры (длина, ширина, высота) 4640х2540х2700 мм.

Наряду со стоимостью, гарантией успешного продвижения нового оборудования является надежность его работы и предоставление клиенту дополнительных возможностей по сравнению с аналогичным оборудованием, уже присутствующим на рынке. Проанализировав продукцию ведущих европейских производителей, мы остановились на технологии немецкой фирмы «MARBETON», имеющей следующие особенности:

• Эксплуатация в северных районах Германии, где климатические условия аналогичны российским;
• Возможность гибкого изменения габаритов железобетонной оболочки с целью увеличения мощности КТПБ и одновременного обеспечения всех требований безопасности;
• Повышенная механическая прочность, дающая возможность использования конструкции в сейсмически опасных районах.

О подборе алгоритма испытаний и распространении результатов на всю гамму продукции

Ключевым вопросом при подготовке сертификационных испытаний новой продукции, является правильный выбор типопредставителей с целью последующего распространения результатов испытаний на всю гамму продукции. В первую очередь это относится к испытаниям на нагрев и локализационную способность, так как соответствие требованиям по нагреву обеспечивает нормальные условия эксплуатации оборудования (другими словами безопасную эксплуатацию оборудования), а соответствие требованиям к локализацинной способности – безопасность обслуживающего персонала или людей, находящихся по каким-либо причинам внутри или вблизи трансформаторной подстанции.

В состав КТПБ входят:
• Силовой трансформатор соответствующей мощности;
• Устройство высокого напряжения (УВН) в виде КРУ с воздушной/комбинированной изоляцией, или в виде КРУЭ с элегазовой изоляцией;
• Распределительное устройство низкого напряжения (РУНН);
• Устройство автоматического ввода резерва (АВР) на стороне НН или ВН;
• Дополнительное оборудование для собственных нужд, освещения, учета электроэнергии и т.п.

Основным источником тепла является силовой трансформатор. Поэтому размеры отсеков УВН и РУ НН, как правило, определяются исходя из габаритов собственно оборудования и ширины коридоров обслуживания, которые нормируются ПУЭ и согласовываются с эксплуатирующими организациями. В случае же с силовым трансформатором, наряду с безопасными расстояниями до стен и металлических ограждений, рекомендованными заводом-изготовителем, необходимо обеспечить отвод тепла из трансформаторного отсека. В первую очередь следует определить достаточно ли естественной вентиляции для эффективного охлаждения трансформатора. Если ее эффективности недостаточно, то устанавливается принудительная вентиляция.

Алгоритм расчета вентиляции помещения с трансформатором кратко сводится к следующему:

1. Расчет тепловых потерь Pv с учетом потерь холостого хода Ро, потерь короткого замыкания Ркз, приведенных к рабочей температуре, и допустимой перегрузки трансформатора;
2. Расчет рассеянных тепловых потерьQv, включающих в себя:
• Тепло, рассеянное за счет естественной циркуляции воздуха Qv1;
• Тепло, рассеянное через стены и потолок помещения Qv2.

Рассеяние тепла через стены и потолок обычно невелико и определяется коэффициентом теплопередачи К, который, в свою очередь, зависит от толщины и материала стен и потолка.

Материал	Обожженный кирпич			Легкий бетон			Бетон			Металл	Стекло
Толщина, см.	10	20	30	10	20	30	10	20	30	-	-
Коэффициент теплопередачи, к, Вт/м.кв.*К	3,1	2,2	1,7	1,7	1,0	0,7	4,1	3,4	2,8	6,5	1,4

3. Если Pv ≤ Qv1, то тепловые потери трансформатора отводятся за счет естественной вентиляции и конвекции. В противном случае, необходимо предусмотреть охлаждение трансформатора за счет принудительной циркуляции воздуха. 

По методике расчета, предоставленной фирмой «Siemens», были получены следующие значения свободного поперечного сечения отверстий для впуска и выпуска воздуха при 100% загрузке силовых трансформаторов:

Мощность трансформатора, кВА/ Суммарные потери, Вт (1)	1000/ 12200	1250/ 15150	1600/ 18650
Габариты отсека (длина, ширина, высота), мм	2320х1450х2475	2300х1700х2480	3000х2300х2480
Сечение вентиляционных отверстий (S1=S2), м2	1,45	2,02	2,3
Расстояние между осями впускного и выпускного отверстий, мм (2)	1588	1520	1690

(1) Используются данные трансформаторов серии ТМГ11 электротехнического завода им. В.И. Козлова (г. Минск); 
(2) Максимально возможное для приведенного габарита трансформаторного отсека.

Расчеты позволили сделать первый вывод:
Увеличение мощности трансформатора без изменения габаритов трансформаторного отека КТПБ требует обязательной установки принудительной вентиляции для эффективного отвода тепла.
 
Естественно, что условие наличия принудительной вентиляции должно быть отражено в сертификате соответствия на КТПБ. В противном случае изделие не будет соответствовать требованиям по нагреву ГОСТ 14695.

К вопросу о локализации аварии при КЗ внутри трансформаторной подстанции

Перейдем теперь к обсуждению требований безопасности по ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2007.4-75, которым должны соответствовать КТПБ согласно п. 3.3.2 ГОСТ 14695-80 «Подстанции трансформаторные комплектные мощностью от 25 до 2500 кВА на напряжение 10 кВ». А именно «…при возникновении короткого замыкания внутри шкафа должна быть обеспечена максимально возможная локализация аварии, пожара и ограничение разрушений в пределах шкафа или монтажной единицы».

Таким образом, при возникновении КЗ. внутри КТПБ ее конструкция должна обеспечивать локализацию аварии в пределах отсека, где возникло КЗ при времени действия электрической дуги 1 сек. – данное требование безопасности записано в ТУ на комплектную трансформаторную подстанцию всех производителей. При сертификации требования безопасности подлежат обязательной проверке испытаниями, поэтому испытания КТПБ на локализационную способность являются обязательными.

Опыт показывает, что в оборудовании НН изоляционные расстояния между токоведущими элементами (магистральными шинами, выводами коммутационных аппаратов, кабельными наконечниками и т.п.) в случае короткого замыкания обеспечивают быстрое гашение дуги – дуга, как правило, не распространяется уже после 1-го полупериода. Поэтому в процессе сертификации н/в оборудования локализационные испытания не проводятся.
В свою очередь, высоковольтное оборудование КТП, а именно УВН и силовой трансформатор, является источником возникновения дуги.
Испытания на локализационную способность УВН проводятся на стадии сертификации самого оборудования, вследствие чего при установке его в КТПБ повторные испытания УВН не требуется. С другой стороны, конструкция КТПБ должна обеспечивать защиту персонала, находящегося в соседнем помещении, от последствий КЗ в трансформаторном отсеке. Для этого трансформаторный отсек отделяется от других помещений стационарной металлической или бетонной перегородкой. Следует подчеркнуть, что возникающая в трансформаторном отсеке дуга представляет также опасность для людей, находящихся вне помещений КТПБ за счет выхода газов через жалюзи и вентиляционные отверстия дверей. Для оценки такого воздействия снаружи, перед всеми возможными местами вероятного выхлопа газов, устанавливают индикаторы термического эффекта газа.

 Критериями успешных испытаний КТПБ на локализационную способность являются:
• Закрепленные двери, жалюзи не должны отрываться или отлетать от конструкции;
• Установленные индикаторы не должны воспламеняться горячими газами.

Выполнение этих условий должно подтверждаться снимками, сделанными высокоскоростными камерами.

Обозначив общие условия проведения испытаний на локализационную способность, рассмотрим вопрос обоснованного распространения результатов успешных испытаний с одного типопредставителя на весь ряд КТПБ различной мощности.

О распространении результатов испытаний на подстанции различной мощности

Ток электродинамической стойкости на стороне ВН, а также ток термической стойкости на стороне ВН в течение 1 сек. определяются электрическими сетями. В сетях ОАО «Московская городская электросетевая компания» эти параметры равны соответственно 50 и 20 кА. Таким образом, при проведении испытаний КТПБ на локализационную способность на вводах ВН силового трансформатора поддерживался ток КЗ не менее 20 кА в течение 1 сек. Максимальное давление газов при возникновении электрической дуги зависит как от тока КЗ, так и от объема свободного пространства в трансформаторном отсеке.
Для переноса соответствия требований безопасности в части локализации последствий КЗ с одного типопредставителя на другие нами выбран критерий V/Vтр, где V – объем трансформаторного отсека, а Vтр – объем, занимаемый силовым трансформатором.

Выполнение условия (V/Vтр) > (V/Vтр)исп гарантирует большее свободное пространство (V-Vтр) в трансформаторном отсеке рассматриваемого КТПБ по сравнению с КТПБ, на котором проводились испытания. В этом случае можно с уверенностью утверждать, что наибольшее давление газов а, следовательно, и наиболее жесткие условия испытаний соответствуют КТПБ, прошедшему испытания. Само собой разумеется, что конструкция ворот, жалюзи, узлов крепления составных элементов оболочки, а также толщина стен остаются без изменений.

Без выполнения выше указанного условия распространение соответствия требованиям ГОСТ в части локализационной способности на другие типопредставители будет корректным только в том случае, если в крыше КТПБ установлен клапан сброса давления. Естественно, что установка клапана сброса давления должна быть отражена в сертификате соответствия.

На основании выше изложенного сделаем 2-ой вывод:
Без применения клапана сброса давления установка в том же трансформаторном отсеке КТПБ силового трансформатора большей мощности неизбежно приведет к нарушению требований безопасности по ГОСТ 12.2.007.0-75 и ГОСТ 12.2007.4-75.

Еще раз к вопросу о необходимости проведения полного перечня сертификационных испытаний

В заключение хочу сказать несколько слов о причинах, побудивших нас поднять вопрос о необходимости реального проведения полного перечня сертификационных испытаний комплектных трансформаторных подстанций. Постоянно увеличивающееся в последнее время число производителей КТПБ создает рыночную конкуренцию и предоставляет клиенту возможность выбрать свой продукт исходя их качественных и экономических показателей. Совместные дискуссии на различных выставках и семинарах способствуют взаимному обогащению, формированию новых взглядов на дальнейшее развитие технологии, пониманию, что снижение себестоимости не должно происходит за счет нарушения требований безопасности.

Вместе с тем знакомство с сертификатами соответствия некоторых производителей дает больше вопросов, чем ответов. В частности, чем руководствуются руководители сертификационных органов, оформляя сертификаты на основании протоколов испытательных центров и лабораторий, не имеющих соответствующего оборудования? Чем обоснована выдача сертификатов соответствия на КТПБ мощностью 1600 кВА в железобетонной оболочке минимального размера (4600х2500х2700 мм.) без применения принудительной вентиляции и клапана сброса давления? На каком основании в сертификатах указывается соответствие требованиям безопасности по ГОСТ 12.2.007 без проведения испытаний КТПБ на локализационную способность.

В конце статьи привожу официальный ответ о регламентированном объеме обязательных сертификационных испытаний Директора Филиала «НТЦ Электроэнергетики – НИЦ ВВА Малышева Александра Владимировича:

«Разделяем ваши опасения по поводу неполноценных испытаний комплектных трансформаторные подстанций (КТП), в первую очередь – испытаний на локализационную способность.

Нечеткая трактовка этого требования в ГОСТ 12.2.007.4-75 позволила ряду изготовителей сертифицировать КТП без проведения испытаний на локализационную способность. В то же время опыт этих испытаний в Филиале ОАО «НТЦ электроэнергетики» показывает, что пренебрежение этими испытаниями чреваты опасными последствиями: во время испытаний КТП, в том числе и с бетонными оболочками, отмечался выброс продуктов горения электрической дуги на расстояние в 10 метров, выбивание ворот и дверей, прогорание стальных стенок и ворот. При повторных испытаниях эти дефекты конструкции удавалось исключить. Локализационная способность КТП – это требование безопасности, а при сертификации требования безопасности подлежат обязательной проверке испытаниями, поэтому испытание КТП на локализационную способность обязательны. Это не противоречит мировой практике: испытания КТП на локализационную способность проводятся всеми иностранными фирмами, выпускающими эти изделия. При этом допускается заменять отдельные комплектующие муляжами того же объема.

В статье правильно отмечено, что испытания на локализационную способность следует проводить в трансформаторном отсеке и в отсеке РУ ВН. В отсеке РУ НН горение дуги не поддерживается, так как расстояние между токоведущими частями достаточно велико. Испытания подтверждают это утверждение.