4.12. РАСЧЕТЫ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

Назначением расчетов режимов электрических сетей являются:

выбор схемы и параметров сети, в т. ч. определение загрузки эле­ментов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности, а также выбор сечений проводов и мощностей трансформаторов;

выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактив­ной мощности и оптимизации потокораспределения;

выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнер­гии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограниче­нию;

разработка мероприятий по обеспечению устойчивости электро­энергетической системы (ОЭС).

Для указанных целей в схемах развития энергосистем и электри­ческих сетей выполняются расчеты:

установившихся режимов работы;

статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС);

динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электро­станций);

токов КЗ.

Расчеты выполняются с использованием вычислительной техники и соответствующих программ для ЭВМ.

Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости вы­полняются на основной расчетный срок (5–10 лет), а при необходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также на проме­жуточные и перспективные этапы.

Расчеты токов КЗ выполняются на перспективу 10 лет, а при необ­ходимости – на промежуточный период. В схемах развития ОЭС для узловых пунктов системообразующей сети дается также оценка токов КЗ на перспективу 15 лет.

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;

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

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 Еди­ной энергосистемы.

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

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.

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

Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчет­ного оперативного резерва энергосистем (ОЭС) 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 табл. 4.12.

Таблица 4.12

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС

в сечениях между ОЭС

Максимум нагрузки меньшей го частей ЕЭС, ГВт

10 и меже

15

20

25

30

35

40

45

50

60

70

80

90

100

Пропускная способность, %

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

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),

Необходимые коэффициенты запаса статической устойчивости в послеаварийных режимах и условия применения ПА 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 КЗ 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 КЗ, устойчивость мо­жет обеспечиваться с применением ПА, но без воздействия на разгрузку АЭС и при объеме автоматически отключаемой нагрузки не более 30 % от передаваемой по сечению мощности и не более 5–7 % от 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 КЗ, но без воздействия на разгрузку АЭС.

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.

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 или послеаварийном) двух энергоблоков в период максимума нагрузки, а максимальная выдача - из условия работы электростанции с полной мощностью.

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).

Выбор схемы распределительной сети и ее параметров выполняется по нагрузкам годового максимума энергосистемы.

Для отдельных участков распределительной сети, наибольшая на­грузка которых не совпадает во времени с расчетным максимумом энергосистемы (например, сети электроснабжения сезонных потре­бителей) , дополнительно рассматриваются соответствующие характер­ные режимы.

Расчеты установившихся режимов рекомендуемой схемы сети (оп­ределение потокораспределения, потерь мощности и уровней напря­жения) выполняются для условий годового максимума электрических нагрузок (зимний максимум для ОЭС и большинства региональных энергосистем и летний минимум – для отдельных энергосистем и энер­горайонов с крупными сезонными потребителями).

Для решения отдельных вопросов при необходимости выполняют­ся расчеты других характерных режимов:

зимнего дневного максимума нагрузки – для проверки работоспо­собности сети, к которой присоединены ГЭС;

зимнего максимума нагрузки – для проверки работоспособности сети в часы заряда ГАЭС;

летнего минимума нагрузки – при выборе схемы выдачи мощности АЭС и т. п.

Для проверки соответствия схемы требованиям надежности элект­роснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов при от­ключении наиболее загруженных линий и трансформаторов. Для ПС 330(220) кВ рассматриваются также совпадения ремонта одной питаю­щей ВЛ с аварийным отключением другой.

При обосновании строительства новых элементов сети выполня­ются расчеты соответствующих режимов работы сети без этих элемен­тов.

При выполнении расчетов установившихся режимов работы сети рекомендуется руководствоваться следующими исходными условиями.

Расчеты режимов сетей НО кВ и выше выполняются для полной схемы сети – при всех включенных линиях и трансформаторах. Целе­сообразность и точки размыкания сетей ПО–330 кВ должны быть обо­снованы. При выполнении расчетов режимов сетей 35 кВ и выше сети 35 кВ принимаются разомкнутыми.

Мощность электростанций принимается в расчетах в соответствии с нормальными длительными режимами их работы; кроме того, прове­ряются также расчетные максимальные режимы работы системообра­зующей сети при наиболее неблагоприятном сочетании отключения агрегатов электростанций.

Расчетные напряжения на шинах электростанций принимаются выше номинальных в сети;

750 кВ

 -на 2,5%;

500-330 кВ

- на 5 %;

220-35 кВ

-на 10%.

Для регулирования напряжения на всех ПС 35–750 кВ следует пре­дусматривать трансформаторы (автотрансформаторы) с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН).

На шинах первичного напряжения ПС в режиме максимальной на­грузки уровни напряжения должны обеспечивать получение на вторич­ной стороне трансформаторов (с учетом использования РПН) напря­жения не ниже 1,05 номинальною в нормальных и не ниже номиналь­ного – в послеаварийных режимах. В режиме минимальной нагрузки напряжение на первичной стороне подстанций 35–330 кВ, как прави­ло, не должно быть выше 1,05 номинального напряжения сети; более высокое напряжение допускается при условии, что на шинах НН не будет превышено номинальное напряжение.

Наибольшие расчетные напряжения должны быть ниже максималь­ных рабочих по стандарту на 1 % для сетей 500-750 кВ и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже.

При обосновании необходимости присоединения потребителей на напряжениях 10–35 кВ к ПС с автотрансформаторами рассматривает­ся целесообразность установки линейных регулировочных трансфор­маторов либо трансформаторов 110/35/10(35/10) кВ.

Мощность и размещение КУ выбираются исходя из необходимости обеспечения требуемой пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах при поддержании нормативных уровней напряжения и зал асов устойчивости. Реактивные составляющие максималь­ных нагрузок в расчетах принимаются на основе анализа отчетных и про­ектных данных; в случае их отсутствия допускается принимать коэффи­циенты реактивной мощности (tg ) не выше следующих значений:

 

 

Напряжение шин ПС, кВ

tg

6-10

0,4

35

0,49

110

0,54

220-330

0,59

Установка дополнительных КУ с целью снижения потерь электро­энергии в сетях требует технико-экономического обоснования. При этом должна учитываться целесообразность размещения КУ, главным образом, непосредственно у потребителей.

В качестве КУ используются шунтовые конденсаторные батареи. При необходимости быстрого непрерывного регулирования реактив­ной нагрузки могут применяться статические тиристорные компенса­торы (как правило, в системообразующих сетях).

При повышении напряжения в сети 330-500-750 кВ выше допус­тимого уровня (в режиме минимальных нагрузок) для компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенап­ряжений предусматривается установка ШР.

ШР подключаются, как правило, к линиям 750 кВ через включатели-отключатели, а к линиям 330-500 кВ - через выключатели. Коли­чество ШР с присоединением без выключателя требует обоснования расчетами соответствующих режимов. Способ подключения ШР уточ­няется при проектировании соответствующих электропередач.