Выбор схемы и параметров сетей производится на перспективу 5—10 лет. При решении вопроса целесообразности введения высшего напряжения в сетях
следует рассматривать период, соответствующий полному использованию пропускной способности линий более высокого напряжения.
При проектировании основных сетей ЭЭС следует обеспечивать:
1) требуемую пропускную способность и надежность;
2) экономичность развития и функционирования сети с учетом рационального сочетания сооружаемых электрических сетей с действующими при обеспечении оптимальных уровней токов КЗ и потерь энергии;
3) возможность сохранения принятых решений по развитию сети при небольших отклонениях балансов мощности узлов от планируемых,
4) возможность выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики
Схема и параметры основных сетей ЭЭС должны удовлетворять следующим требованиям к суммарной пропускной способности и надежности в каждом рассматриваемом сечении этих сетей:
а) передача расчетных длительных потоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети и, как правило, при отключении одного из элементов сети (одной цепи линии электропередачи или одного трансформатора) при нормативных уровнях напряжения и запасах устойчивости. В процессе роста нагрузки сети допускается неполное резервирование отдельных узлов, дефицит которых, образующийся после отключения любого одного из элементов сети, в длительных режимах (с учетом использования резервных источников) не превышает 500 МВт при резервировании узлов, питающихся на напряжении 750 кВ, 300 МВт — на 500 кВ, 200 МВт — 330 кВ и 100 МВт — на 220 кВ (при условии сохранения питания наиболее ответственных потребителей). При последующем росте нагрузки таких узлов сооружение линий или ПС, рассчитанных на полное резервирование питания узла в длительных режимах, является обязательным;
б) передача расчетных максимальных потоков мощности должна обеспечиваться при полной схеме сети при нормативных уровнях напряжения и запаса устойчивости
В случаях, когда потоки мощности в каком-то сечении основной сети за пределами расчетного года уменьшаются, требования к их пропускной способности и надежности могут быть временно снижены (на 1—3 года).
Целесообразность усиления основной сети при временном увеличении расчетного потока должна быть обоснована экономически путем сопоставления затрат на усиление сети с достигаемым при этом снижением математического ожидания ущерба от недоотпуска энергии за весь период.
Между двумя узлами основной сети по одной трассе следует сооружать, как правило, не более двух линий электропередачи одного напряжения. При необходимости дополнительного усиления сети следует рассматривать целесообразность сооружения линий по другим направлениям или выполнение электропередачи на более высоком напряжении.
При выборе схемы присоединения электростанций и ПС к основной сети ЭЭС все большее значение приобретает «системный фактор», т.е. одновременное сохранение или обеспечение необходимой надежности и живучести основной
сети в целом.
Схемы присоединения крупных электростанций должны обеспечивать
возможность выдачи к узловым пунктам основной сети всей располагаемой мощности станции (за вычетом нагрузки собственных нужд и выдачи мощности в распределительную сеть) в любой период суток или года при работе всех отходящих линий. При отключении одной из отходящих линий, как правило, должна быть обеспечена выдача всей мощности станции в часы максимальной нагрузки системы. В отдельных случаях в указанном режиме допускается ограничение выдачи мощности в основную сеть в размерах, не превышающих мощности наиболее крупного блока Схема присоединения к энергосистеме крупной АЭС должна обеспечивать на всех стадиях сооружения АЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в ЭЭС без воздействия системной противоаварийной автоматики при отключении любой отходящей линии или трансформатора связи.
При проектировании распределительных сетей ЭЭС следует обеспечивать:
комплексное электроснабжение всех потребителей в зоне действия электрических сетей независимо от их ведомственной принадлежности,
максимальное использование существующих сетей с учетом их возможной реконструкции,
надежность электроснабжения электроприемников в соответствии с ПУЭ при обеспечении нормируемого качества электроэнергии в соответствии с ГОСТ;
возможность сохранения принятых решений по развитию сети при небольших отклонениях нагрузок от планируемых;
экономичность развития и функционирования сети при обеспечении оптимальных токов КЗ и потерь энергии;
возможность выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики.
В районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети следует отдавать предпочтение сооружению линий распределительных сетей по новым трассам
Следует избегать строительства малозагруженных линий, исполнимых только во время отключения элементов сети.
Питание ПС распределительной сети в перспективе следует предусматривать, как правило, по двум цепям; при этом отключение одной цели не должно приводить к ограничению потребителей. В отдельных случаях допускается ограничение потребителей при обеспечении резервирования
Электроприемников первой категории. При отсутствии данных по нагрузке первой категории рекомендуется принимать ее значение в размере 10—15 % общей нагрузки ПС
При питании ПС электроприемниками первой категории применение двух одноцепных линий вместо одной двухцепной допускается при наличии обоснований.
Временное использование ВЛ основной и распределительной сетей на номинальном напряжении более низкой ступени допускается, если длительность эксплуатации на низком напряжении не превышает 5 лет.
Протяженность намечаемых линий при отсутствии точных данных принимается на 15—20% больше прямой линии. В районах городской и
промышленной застройки, а также в случае сложного прохождения трассы длину линии следует принимать с учетом конкретных условий.
При развитии основных и распределительных сетей должны учитываться требования охраны окружающей среды.
2.20.2. Стандартные величины источников и потребителей электрической энергии.
2.20.3. Методы определения величины применяемого напряжения энергосистемы.
Выбор номинальных напряжений линий электропередачи и ПС производится в проекте по схеме развития электрической сети в целом и при проектировании конкретных объектов; как правило, номинальные напряжения указываются в числе исходных данных в задании на проектирование. Области применения отдельных номинальных напряжений электрических сетей, установленных действующим стандартом, регламентированы по технико-экономическим соображениям
Технико-экономическое сравнение по выбору напряжения участка сети должно производиться путем сопоставления вариантов в пределах шкалы, принятой в данной ОЭС.
Выбор наивыгоднейшего напряжения может быть предварительно произведен по формуле
,
где L — длина линии, км; Р — передаваемая мощность, МВт.
Формула дает удовлетворительные результаты для всей шкалы номинальных напряжений переменного тока в диапазоне напряжений 35—1150 кВ Полученные области применения стандартных номинальных напряжений в зависимости от мощности и дальности электропередачи приведены на рис. 2.20.1 и в табл. 2.20.1.
Рис. 2.20.1. Области применения электрических сетей разных номинальных напряжений. Указаны границы равноэкономнчности:
1 — 1150 и 500 кВ; 2 — 500 и 220 кВ; 3 – 220 и 110 кВ; 4 — 110 и 35 кВ, 5 — 750 и 330 кВ; 6 — 330 и 150 кВ; 7 — 150 и 35 кВ
Т а б л и ц а 2.20.1. Пропускная способность электропередачи 110—1150 кВ
| Напряжение линии, кВ | Натуральная мощность, МВт, при волновом сопротивлении, Ом | Передаваемая мощность на одну цепь, МВт | Длина передачи, км | ||
| 300—314 | 250—275 | ||||
| - - | - - - - | - - - | 25—50 100—200 300—400 700—900 1800—2200 4000—6000 | 50—150 150—250 200—300 800—1200 1200—2000 2500—3000 |
Лекция 2.21. Ресурсосберегающие технологии