Выбор схем и параметров основных электрических сетей

5.13.При проектировании электрических сетей следует рассматривать:

увеличение пропускной способности действующих ВЛ с использованием всех возможных технических решений;

использование трасс физически и морально устаревших линий для сооружения ВЛ более высоких напряжений;

сооружение новой подстанции при условии получения заметных технических и экономических преимуществ по сравнению с реконструкцией действующей;

использование более высокого напряжения при близких показателях вариантов;

сооружение подстанций закрытого типа, прокладка кабельных линий взамен воздушных;

использование двухцепных (многоцепных) ВЛ.

5.14.Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосистем производится:

по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростанций в плановом и аварийном ремонтах;

по расчетным максимальным потокам мощности, которые характеризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанции.

5.15.Планируемые потоки мощности между ОЭС обусловлены:

совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых частей энергосистем;

экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части энергосистемы в другую или целесообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, расположенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки другой ОЭС;

несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на электростанциях росту максимума нагрузки ОЭС.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние расстояния и предотвращения возможного развития аварий при их отключении приняты максимально допустимые значения относительных дефицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки в приемных частях ЕНЭС.

В соответствии с требованиями по предотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицит мощности в приемных ОЭС не должен превышать 5-10 % их максимальной нагрузки.

5.16.Для каждого предлагаемого к сооружению электросетевого объекта выполняется обоснование технико-экономической эффективности.

Процесс технико-экономического обоснования электросетевых объектов характеризуется следующими основными этапами:

определение технической необходимости сооружения;

выбор технических решений;

оценка экономической эффективности отобранных решений.

5.17.Пропускная способность системообразующих связей ЕЭС России в сечениях между ОЭС определяется по расчетным максимальным перетокам мощности, которые обусловлены планируемыми перетоками мощности между ОЭС и перетоками взаиморезервирования.

Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчетного оперативного резерва энергосистем при их совместной работе в ЕЭС России.

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС не должна быть меньше величины, принимаемой процентом от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно таблице.

 

Максимум нагрузки меньшей из частей ЕЭС России, ГВТ	10 и менее
Пропускная способ-ность, %	18,0	13,5	11,0	9,5	8,3	7,5	6,8	6,3	5,8	5,1	4,6	4,2	3,9	3,7

 

5.18.Необходимая пропускная способность в сечениях основной электрической сети ОЭС определяется таким образом, чтобы обеспечивать:

покрытие максимума нагрузки в дефицитных частях ОЭС при нормальной схеме сети в утяжеленном режиме (после аварийного отключения наиболее крупного генерирующего блока в рассматриваемой части ОЭС при средних условиях нахождения остального генерирующего оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах) при использовании имеющегося в рассматриваемой части ОЭС собственного резерва мощности;

покрытие максимума нагрузки после аварийного отключения любого ее элемента: линии (одной цепи двухцепной линии), трансформатора и т.д. в нормальной схеме сети (критерий N-1).

5.19.Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения противоаварийной автоматики для обеспечения успешности переходных процессов должны соответствовать требованиям по устойчивости энергосистем.

В нормальной схеме и при нормальном перетоке устойчивость в сети 500 кВ и ниже должна обеспечиваться без применения ПА при возмущениях группы I. К этой группе относится отключение сетевого элемента основными защитами при однофазном К.З. с успешным АПВ (для сетей 330 кВ и выше - ОАПВ, 110-220 кВ - ТАПВ), а также с неуспешным АПВ.

При отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного К.З., устойчивость может обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме нагрузки, отключаемой САОН, не более 30 % передаваемой по сечению мощности и не более 5-7 % нагрузки приемной энергосистемы (большее число относится к энергосистеме, меньшее - к энергообъединению).

Для пусковых схем объектов допускается применение ПА для предотвращения нарушения устойчивости при возмущениях группы I, a также при отключении элемента сети 750 кВ и выше, в том числе в результате неуспешного ОАПВ после однофазного К.З., но без воздействия на разгрузку АЭС.

5.20. Планируемый переток мощности в час максимума нагрузки характеризуется оптимальной загрузкой электростанций при средних условиях нахождения их основного оборудования в плановых и послеаварийных ремонтах.

По планируемым перетокам мощности определяются сечения проводов линий электропередачи, рациональные способы резервирования элементов сети и годовые потери мощности и электроэнергии в основных сетях.

5.21.Для избыточной части ОЭС максимальный избыток мощности находится как выдача всей мощности узла за вычетом части мощности, соответствующей среднему значению аварийного ремонта.

Для узлов, включающих одну электростанцию, максимальный дефицит мощности определяется исходя из нахождения в ремонте (плановом и послеаварийном) двух энергоблоков в период максимума нагрузки, а максимальная выдача - из условия работы электростанции полной мощностью.

5.22.При выборе схемы и параметров основных сетей рекомендуется учитывать условия питания отдельных узлов при совпадении аварийного отключения одного из элементов сети с плановым ремонтом другого (для периода проведения планового ремонта).

В процессе реализации проектной схемы сети допускается неполное резервирование отдельного энергоузла с ограничением его максимальной нагрузки на время ремонта или замены основного оборудования на 25 %, но не более 400 МВт при внешнем электроснабжении на 750 кВ, 250 МВт - при 500 кВ, 150 МВт - при 330 кВ и 50 МВт - при 220 кВ (при условии обеспечения питания ответственных потребителей).

5.23.Схемы выдачи мощности крупных электростанций к узловым подстанциям основной сети в нормальных режимах работы энергосистемы и в нормальной схеме сети должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности (за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд) на всех этапах сооружения электростанции (энергоблок, очередь).

Для АЭС указанное условие должно выполняться как в нормальной схеме сети, так и при отключении любой из отходящих линий или трансформатора связи шин без воздействия автоматики на разгрузку энергоблоков АЭС.

Для ГЭС и КЭС на органическом топливе при отключении одной из отходящих линий высшего напряжения или трансформатора связи шин рекомендуется обеспечивать выдачу всей располагаемой мощности электростанции в основную сеть за вычетом нагрузки распределительной сети и собственных нужд.

Для выдачи мощности электростанции рекомендуется предусматривать не более двух распределительных устройств повышенных напряжений.

При соответствующем обосновании к одному блочному трансформатору могут быть присоединены два или более генераторов. При этом суммарная мощность объединенного энергоблока, как правило, не должна превышать мощность наиболее крупного энергоблока энергосистемы или допустимый дефицит мощности в энергосистеме.

5.24.При проектировании сети 220-330 кВ рекомендуется:

использовать в сети одно- и двухцепные ВЛ 220-330 кВ;

при питании ПС по одноцепной ВЛ с двухсторонним питанием общее число промежуточных ПС не должно превышать трех, а длина такой ВЛ не должна быть больше 250 км;

присоединять к двухцепной ВЛ 220 кВ с двухсторонним питанием до пяти промежуточных ПС. При этом присоединение ПС рекомендуется принимать по схеме «мостик» или блочной схеме (от одной или двух ВЛ 220 кВ);

проектировать сеть 220-330 кВ внешнего электроснабжения крупных и крупнейших городов с использованием принципа кольцевой конфигурации. В системе электроснабжения этих городов рекомендуется предусматривать сооружение не менее двух ПС 220-330 кВ, через которые осуществляется связь с сетью энергосистемы, а питающие ВЛ рекомендуется прокладывать по различным трассам.

При присоединении сети крупных и крупнейших городов к энергосистеме рекомендуется обеспечивать минимальные транзитные перетоки мощности через городскую сеть. Общее количество и пропускная способность линий, связывающих сети этих городов с энергосистемой, рекомендуется выбирать с учетом обеспечения питания городских потребителей без ограничений при отключении двухцепной питающей ВЛ 220 кВ;

выполнять, как правило, подстанции 220-330 кВ двухтрансформаторными. При большой концентрации нагрузок ПС 330 кВ могут выполняться с учетом установки трех-четырех трансформаторов. Установка на ПС одного трансформатора допускается временно (первый этап развития двухтрансформаторной ПС) при обеспечении резервирования потребителей.