Долгосрочное планирование энергетических режимов. Планирование развития энергосистем

1. Долгосрочное планирование энергетических режимов. Планирование развития энергосистем Лекция 4

2. 40.1. СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ ОБЩИЕ ПОЛОЖЕНИЯ Выбор схем электрических соединений является важным и ответственным этапом проектирования электростанций (ЭС) и подстанций (ПС). Различают главные схемы и схемы собственных нужд. От выбранной схемы зависит надежность работыэлектроустановки, ее экономичность, оперативнаягибкость (т.е. приспособляемость к изменяющимсяусловиям работы) и удобство эксплуатации, безопасность обслуживания, возможность расширения.На выбор схем электрических соединений электростанций и подстанций влияет ряд факторов:  тип, назначение и месторасположение электростанции или подстанции в энергосистеме (ЭЭС);  число и мощность генераторов, силовых трансформаторов и линий;  наличие, мощность и энергопотребление местной нагрузки;

3.  требуемая степень надежности электроснабжения потребителей (категория электроприемников);  схемы и напряжения прилегающих сетей энергосистемы;  уровень токов короткого замыкания (КЗ),  наличие оборудования нужных параметров и надежность его работы;  размер ущерба потребителей при нарушении их электроснабжения и недоотпуске электроэнергии, станционного ущерба при недовыработке электроэнергии, а также системного ущерба из-за ухудшения режимов работы энергетических систем при отказе их элементов.

4. НОРМАТИВНЫЕ МАТЕРИАЛЫ При проектировании ЭСТ и ПС следует руководствоваться рядом нормативных материалов, среди них Правила устройства электроустановок (ПУЭ); Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей (ПТЭ); Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок (ПТБ); Нормы технологического проектирования (НТП) электрических станций и подстанций (по видам электроустановок); Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем; Руководящие указания по устойчивости энергосистем; Руководящие указания по расчету токов короткого замыкания и выбору электрооборудования.

5. СХЕМЫ НА ПОВЫШЕННЫХ НАПРЯЖЕНИЯХ В соответствии с действующими HTII к схемам РУ 35—750 кВ КЭС предъявляются следующие требования по надежности электроснабжения: 1) на блочных электростанциях повреждение или отказ любого из выключателей, а также повреждение на развилке шинных разъединителей не должны, как правило, приводить к отключению более одного энергоблока и одной или нескольких линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость ЭС или ее части); 2) отказ выключателя в отключении другого поврежденного выключателя данного РУ, а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом другого не должны приводить к отключению более двух энергоблоков и линий (при этом должна быть обеспечена устойчивость ЭС или ее части);

6. 3) повреждение или отказ любого выключателя не должны, как правило, приводить к отключению более одной цепи (двух линий) двухцепного транзита 110 кВ и выше; 4) отключение линий электропередачи должно, как правило, производиться не более чем двумя выключателями; повышающих трансформаторов, трансформаторов (AT) связи и трансформаторов с.н. не более чем двумя выключателями РУ каждого повышенного напряжения. При прочих равных условиях предпочтение следует отдавать схеме, в которой отключение отдельных цепей осуществляется меньшим числом выключателей; 5) должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей напряжением 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений; 6) при питании от данного РУ двух резервных трансформаторов с.н. должна быть исключена возможность отключения обоих трансформаторов.

7. При прочих равных условиях предпочтение должно отдаваться более простому и экономичному варианту как по конечной схеме, так и по этапам ее развития, требующему меньшего числа операций, выполняемых выключателями и разъединителями при режимных и ремонтных переключениях, а также при отключении поврежденных участков в аварийных режимах. При выборе схем рекомендуется проверять возможность присоединения одного или нескольких блоков по схеме генератортрансформаторлиния (ГТЛ) к шинам районных подстанций с установкой генераторного выключателя, а также с установкой или без установки выключателя ВН.

8. В РУ с небольшим числом присоединений (до четырех) применяются следующие схемы: мостик, треугольник, четырехугольник. Допускаются присоединения к магистральным линиям напряжением 220 кВ и выше (при достаточных обоснованиях). Компоновка РУ с указанными схемами должна предусматривать возможность перехода на схемы полного развития.

9. Для РУ с большим числом присоединений рекомендуются следующие схемы. При напряжениях 35220 кВ: две системы шин с обходной (рис. 40.2, ав); одна секционированная система шин с обходной (рис. 40 2, г), при напряжении 35 кВ обходная система шин не предусматривается, за исключением РУ 35 кВ особо ответственных потребителей первой категории при оответствующем обосновании; Рис. 40.2

10. Рис. 40.2 блочные схемы ГТЛ (рис. 40.2, д, е). В схемах с одной секционированной системой шин в секционной цепи рекомендуется установка двух последовательно включенных выключателей.

11. В РУ с двумя системами сборных шин с обходной, шины не секцио- нируютсяпри числе присоединений (линий, трансформаторов) менее 12, секционируется выключателем на две части одна из систем шин при числе присоединений 1216, при большем числе присоединений обе рабочие системы шин секционируются выключателями на две части. Обходная система шин в РУ 110220 кВохватывает выключатели всех линий и трансформаторов. В схеме с одной секционированной системой сборных шин используются отдельные обходные выключатели на каждой секции шин. В схеме с двумя системами сборных шин при отсутствии сек-ционированияиспользуется отдельный обходной выключатель, а при наличии секционирования  отдельные обходной и шиносоединительныйвыклю- чатели на каждой секции. Ранее [40.1] допускалось использование совмещенных обходных и шипосоединительныхвыключателей на каждой секции.

12. В закрытых РУ (ЭРУ) допускается иметь отдельные шиносоединительныеи обходные выключатели, если их совмещение конструктивно невозможно. При напряжениях 330—750 кВ применяют: блочные схемы (ГТЛ—РУ понижающей подстанции); две системы шин с четырьмя выключателями на три цепи (схема 4/3) (рис. 40.2, ж);

13. две системы шин с тремя выключателями на две цепи (схема 3/2) (рис. 40.2, з);

14. блочные схемы ГТЛ с уравнительно-обходным многоугольником (рис. 40.2, и);

15. схемы многоугольников с числом присоединений, как правило, до четырех, иногда до шести согласно [40.1] (рис. 40.2, к); 40.1 Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей / Минэнерго СССР. М., 1980

16. схемы связанных многоугольников с двумя связывающими перемычками с выключателями в них (рис. 40.2, л); другие схемы при надлежащем обосновании.

17. ПРОЕКТИРОВАНИЕ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМ Электрическая сеть ЭЭС состоит из основнойи распределительной.Основная сеть ЭЭС обеспечивает связь между электростанциями и передачумощности от них в районы потребления электроэнергии. Электропередачи в составе основной сети,осуществляющие функции формирования и объединения ЭЭС, представляют собой системо-образующие связи. Распределительная сеть ЭЭС обеспечивает передачу электроэнергии от ПС основной сети и шин электростанций к потребителям.

18. Задачами проектирования развития электрических сетей являются: выбор напряжения и схемы сетей; определение мест размещения новых ПС; предварительный выбор схем электрических соединений электростанций и ПС; определение сечений проводов линий электропередачи, числа и мощности трансформаторов на ПС; выбор способов регулирования напряжения и распределения мощностей в сетях; определение типа, мощности и размещения компенсирующих устройств; разработка мероприятий по ограничению гоков КЗ; определение объема капиталовложений и очередности сооружения сетевых объектов.

19. ОРГАНИЗАЦИЯ И СТАДИЙНОСТЬ ПРОЕКТИРОВАНИЯ Проектирование развития электрических сетейЭЭС осуществляется в иерархической последовательности. На уровне проектирования ЕЭС обос-новываетсяразвитие системообразующих связей ЕЭС, включающих в себя межсистемные связи между ОЭС и наиболее важные магистрали внутри отдельных ОЭС, загрузка которых определяется режимом работы ЕЭС в целом. На уровне объединенных ЭЭС осуществляется обоснование развития системообразующих связей ОЭС, включающих сети для выдачи мощности крупных межрайонных электростанций, межсистемные связи между ЭЭС и наиболее важные внутренние связи энергосистем, загрузка которых опре- деляется режимом работы ОЭС в целом.

20. На уровне районных ЭЭС осуществляется обоснование развития остальной части основных сетей энергосистем, а также распределительных сетей напряжением 110 кВ и выше. Более подробная разработка распределительных сетей ведется при выполнении схем развитии сетей сельских районов, городов, отдельных се-тевыхрайонов крупных ЭЭС, а также схем внешнего электроснабжения электрифицированных участков железных дорог, магистральных нефте- и газопроводов, отдельных энергоемких объектов народного хозяйства и др.

21. В процессе проектирования осуществляется взаимный обмен информацией и увязка решений по развитию электрических сетей различных уровней. Схемы развития Единой, объединенных, районных энергосистем и распределительных электрических сетей относятся к так называемым «внестадийным» проектным работам. Выполнение «внестадийных» работ по распределительным электри-ческимсетям определяется намеченными сроками строительства объектов народного хозяйства (промышленные предприятия, иефте- и газопроводы), электрификации участков железных дорог, разработки генеральных планов развития городов и др.

22. Стадийное проектирование объектов электрических сетей должно осуществляться на основе технико-экономических обоснований (ТЭО) или технико-экономических расчетов (ТОР), подтверждающих экономическую целесообразность и хозяйственную необходимость их проектирования и строительства. Для электросетевых объектов напряжением 1150 кВ постоянного тока выполняются ТЭО, для объектов 500750 кВ, а также отдельных электросетевых объектов 110330 кВ, сооружаемых в особо сложных условиях, выполняются ТЭР

23. Наряду с определением экономической целесообразности строительства электросетевого объекта в ТЭР принимаются основные технические реше- ния, приводятся материалы предварительных согласований трасс ВЛ и площадок ПС с основными центральными организациями, а также устанавли- вается сметная стоимость сооружения объекта. Определенные в ТЭО (ТЭР) расчетные показатели (мощность, протяженность, стоимость строитель- ства) на последующих стадиях проектирования не должны быть ухудшены (а стоимости  превышены). При строительстве, намечаемом по очередям, в ТЭО (ТЭР) выделяются показатели первой очереди строительства. Основные технико-экономические показатели, определенные в составе ТЭО(ТЭР), используются для составления задания на проектирование.

24. Количество стадий проектирования, состав, оформление задания на проектирование, согласование и утверждение проектов и сметной документации регламентируются «Инструкцией о составе, порядке разработки, согласования и утверждения проектно-сметной документации на строительство предприятий, зданий и сооружений» (СНиП.1.02.0185). Как правило, проектирование линий электропередачи и подстанций выполняется одностадийно, путем разработки рабочего проекта. Проектирование в две стадии  проект и рабочая документация  допускается для крупных электросетевых объектов, в случаях применения новых образцов основного оборудования, сложных строительных решений и при особо сложных условиях строительства.

25. ПРИНЦИПЫ ПОСТРОЕНИЯ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ 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 исполь-зованиюпропускной способности линий более высокого напряжения. При проектировании основных сетей ЭЭС следует обеспечивать: требуемую пропускную способность и надежность; экономичность развития и функционирования сети с учетом рацио -нальногосочетания сооружаемых электрических сетей с действующими при обеспечении оптимальных уровней токов КЗ и потерь энергии; возможность сохранения принятых решений по развитию сети при небольших отклонениях балансов мошности узлов от планируемых, воз- можностьвыполнения релейной защиты, противоаварийпойи режимной автоматики.

26. 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 резерви- рование отдельных узлов, дефицит которых, образующийся после отключения любого одного из элементов сети, в длительных режимах (с учетом использо-ваниярезервных источников) не превышает 500 МВт при резервировании узлов, питающихся на напряжении 750 кВ, 300 MBт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;

27. 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 спо- собности и надежности могут быть временно снижены (на 13 года). Целесообразность усиления основной сети при временном увеличении расчетного потока должна быть обоснована экономически путем сопоставле- ния затрат на усиление сети с достигаемым при этом снижением математи- ческогоожидания ущерба от недоотпуска энергии за весь период.

28. 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 выполне- ние 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.

29. Схемы присоединения крупных электростанций должны обеспечивать возможность выдачи к узловым пунктам основной сети всей располагаемой мощносги 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 соору-женияАЭС выдачу полной введенной мощности и сохранение устойчивости ее работы в ЭЭС без воздействия системной противоаварийной авто- матики при отключении любой отходящей линии или трансформатора связи.

30. При проектировании распределительных сетей ЭЭС следует обес-печивать: 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 электроприемниковв 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.

31. В районах с малым охватом территории сетями при близких значениях гехнико-экономических показателей вариантов развития сети следует отда- вать предпочтение сооружению линии распределительных сетей по новым трассам. Следует избегать строительства малозагруженныхлиний, исполь-зуемыхтолько во время отключения элементов сети. Питание ПС распределительной сети в перспективе следует предус-матривать, как правило по двум цепям; при этом отключение одной цепи не должно приводить к ограничению потребителей. В отдельных случаях допускается ограничение потребителей при обеспечении резервирования электроприемниковпервой категории. При отсутствии данных по нагрузке первой категории рекомендуется принимать ее значение в размере 10 15 % общей нагрузки ПС.

32. При питании ПС электроприемниками первой категории применение двух одноцеиныхлиний вместо одной двухцепной допускается при наличия обоснований. Временное использование BJI основной и распределительной сетей на номинальном напряжении более низкой ступени допускается, если длитель-ностьэксплуатации на низком напряжения не превышает 5 лет. Протяженность намечаемых линии при отсутствии точных данных принимается на 1520 % больше прямой линии. В районах городской и промышленной застройки, а также в случаях сложного прохождения трассы длину линии следует принимать с учетом конкретных условий. При развитии основных и распределительных сетей должны учиты-ватьсятребования охраны окружающей среды.