Расчеты режимов электрических сетей
5.30.При проектировании развития электрической сети ОЭС и ЕЭС России выполняются расчеты установившихся режимов (нормальных и послеаварийных), расчеты устойчивости и расчеты токов К.З.
5.31.Целью выполняемых расчетов установившихся режимов являются:
проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня электропотребления;
выбор схем и параметров сети;
проверка соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения;
проверка выполнения требований к уровням напряжений и выбор средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;
разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в электрических сетях;
разработка мероприятий по повышению пропускной способности.
5.32.Расчеты потокораспределения мощности, уровней напряжения и потерь мощности выполняются при нормальной схеме сети, а также при отключении отдельных элементов схемы для длительных режимов работы электростанций и условий годового максимума и минимума нагрузки.
5.32.1.Для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных режимов. Исходными условиями в послеаварийных режимах следует считать:
для основной сети ОЭС - совпадение отключения одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы с плановым ремонтом другого;
для сети региональной энергосистемы или участка сети - отключение одного наиболее нагруженного элемента энергосистемы (энергоблок, автотрансформатор связи шин на электростанции или элемент сети) в период максимальных нагрузок.
5.32.2.Расчет нормальной схемы сети предполагает включение в работу всех ВЛ и трансформаторов. При проведении расчетов рекомендуется руководствоваться следующим:
сети 35 кВ, имеющие двухстороннее питание от разных ПС, рекомендуется принимать разомкнутыми, а сети 110 кВ и выше - замкнутыми;
точки размыкания сетей 110-220 кВ должны быть обоснованы;
при проведении расчетов основной сети ОЭС и ЕЭС сети 110 кВ и часть сети 220 кВ допускается принимать разомкнутыми.
5.32.3.В энергосистемах Российской Федерации максимальные нагрузки соответствуют осенне-зимнему периоду. Для отдельных энергорайонов и участков сети при наличии крупных сезонных потребителей максимальные нагрузки могут иметь место в другое время года. Режим минимальной нагрузки в энергосистемах соответствует весенне-летнему периоду.
5.32.4.Для решения отдельных вопросов помимо расчетов режимов максимальной и минимальной нагрузки рассматриваются другие характерные режимы. К ним могут быть отнесены режимы:
летнего максимума нагрузки в целях проверки пропускной способности сети, в составе которой работает мощная ТЭЦ с большой долей отопительной нагрузки;
летнего минимума нагрузки при обосновании схем выдачи мощности АЭС;
зимнего минимума нагрузки в условиях значительной загрузки ТЭЦ по тепловому графику (в целях проверки уровней напряжения в сети);
режима паводка в целях проверки пропускной способности сети энергосистем с большой долей ГЭС.
5.33.При выполнении расчетов установившихся режимов следует руководствоваться следующим:
в питающих пунктах сети наибольшие расчетные напряжения при отсутствии более точных данных рекомендуется принимать ниже максимальных рабочих: на 1 % для сетей 500 кВ и выше и на 2,5 % для сетей 330 кВ и ниже;
расчетные напряжения на шинах генераторов электростанций в режиме максимума нагрузки принимаются не выше 1,1 номинального напряжения;
на шинах ВН подстанций в режиме максимума нагрузок рекомендуются такие уровни напряжения, при которых на вторичной стороне трансформаторов с учетом использования РПН напряжение не будет ниже 1,05 номинального в нормальных и не ниже номинального в послеаварийных режимах;
в режиме минимума нагрузки напряжение на шинах ВН подстанций 35-220 кВ, как правило, не должно превышать более чем на 5% номинальное напряжение сети. Более высокое напряжение на стороне ВН трансформаторов допускается при условии, что на шинах 6-10 кВ не будет превышено номинальное;
в расчетах электрических сетей 35-220 кВ напряжение на шинах СН и НН питающих подстанций при отсутствии исходных данных рекомендуется принимать: для режима максимальных нагрузок - 1,05 номинального, а для режима минимальных нагрузок - равное номинальному напряжению сети.
5.34.Регулирование напряжения и реактивной мощности в основной сети осуществляется путем изменения режимов генераторов электростанций по напряжению и реактивной мощности, нагрузки управляемых средств компенсации реактивной мощности (синхронных и статических тиристорных компенсаторов, управляемых шунтирующих реакторов и других управляемых средств компенсации реактивной мощности), изменения коэффициентов трансформации автотрансформаторов, коммутации неуправляемых шунтирующих реакторов и батарей статических конденсаторов.
При выборе средств регулирования напряжения следует исходить из того, что на всех подстанциях 35-750 кВ устанавливаются трансформаторы с устройством регулирования напряжения под нагрузкой (РПН). Установка трансформаторов без РПН (за исключением случаев их работы в блоке с генераторами) требует специальных обоснований.
На действующих ПС с трансформаторами без РПН, замена которых не требуется по условиям роста нагрузок, при необходимости рекомендуется устанавливать линейные регулировочные трансформаторы.
Автотрансформаторы с сочетанием напряжений 1150/500 кВ устройств регулирования напряжения не имеют.
При присоединении потребителей к обмотке НН автотрансформаторов 220-330/110/НН рассматривается целесообразность использования линейного регулировочного трансформатора в сопоставлении с вариантом установки на ПС трансформатора с сочетанием напряжений 110/НН.
Для регулирования перетоков активной мощности в замкнутой кольцевой сети энергосистемы в отдельных случаях рассматривается целесообразность установки трансформаторов продольно-поперечного регулирования напряжения.
Для регулирования перетоков активной мощности в замкнутой кольцевой сети рекомендуется рассматривать целесообразность применения новых управляемых элементов электрической сети с использованием преобразовательной техники нового поколения (линии электропередачи постоянного тока, управляемые вставки постоянного и переменного тока и др.).
5.35. При расчетах установившихся режимов следует исходить из того, что для снижения колебаний напряжения в сетях энергосистем от работающих у потребителя мощных электроприемников (дуговые сталеплавильные печи, синхронные двигатели) и несимметрии напряжения, создаваемой тяговой нагрузкой, потребителем осуществляются расчеты и проводятся мероприятия, обеспечивающие условия выполнения требований к качеству
напряжения.
5.36. Выбор мощности и места установки компенсирующих устройств (статических тиристорных компенсаторов и синхронных компенсаторов, батарей конденсаторов шунтовой и продольной компенсации, управляемых и неуправляемых шунтирующих реакторов и других регулируемых средств компенсации реактивной мощности) в основной и распределительной сети производится исходя из необходимости повышения пропускной способности сети в нормальных и послеаварийных режимах, условий включения линий, защиты от внутренних перенапряжений, поддержания необходимых уровней напряжения, обеспечения непрерывного быстрого регулирования напряжения.
5.36.1. Реактивные составляющие максимальных нагрузок в расчетах режимов электрической сети принимаются на основе анализа отчетных и проектных данных.
Синхронные двигатели рекомендуется принимать с выдачей реактивной мощности.
При отсутствии исходных данных по реактивной составляющей нагрузки коэффициент реактивной составляющей нагрузки tgϕ рекомендуется принимать не выше следующих значений:
Напряжение ПС, кВ Коэффициент реактивной мощности tg ϕ
6-10 0,4
35 0,49
110 0,54
220 0,59
5.36.2. В нормальных режимах работы энергосистем следует обеспечивать режим работы генераторов с коэффициентом мощности, близким к номинальному. В режимах минимальных нагрузок следует принимать:
для синхронных турбогенераторов единичной мощностью 100-300 МВт, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток прием реактивной мощности не допускается в нормальных режимах;
для синхронных турбогенераторов 500, 800, 1000 и 1200 МВт прием реактивной мощности не допускается в любых режимах;
для турбогенераторов 500 и 1000 МВт атомных электростанций во всех режимах следует обеспечивать выдачу реактивной мощности не менее 100-150 Мвар на агрегат соответственно;
для асинхронизированных турбогенераторов должна учитываться возможность их использования для потребления реактивной мощности из сети в зависимости от загрузки по активной мощности во всех режимах энергосистем.
Для гидрогенераторов с косвенным охлаждением допускаются следующие режимы работы:
потребление реактивной мощности при выдаче активной мощности при условии, чтобы полная мощность генератора не превышала его номинальную величину;
выдача или потребление реактивной мощности, не превышающей номинальную величину, при работе в режиме синхронного компенсатора с отжатием воды из гидротурбины.
5.36.3.В целях снижения потерь мощности и электроэнергии в электрической сети рекомендуется рассматривать целесообразность установки дополнительных компенсирующих устройств, главным образом, непосредственно у потребителей на напряжении 0,4-10 кВ.
5.36.4.Применение регулируемых средств компенсации реактивной мощности (статических тиристорных компенсаторов, управляемых реакторов) на подстанциях основной сети энергосистем рассматривается при необходимости обеспечения быстрого и непрерывного регулирования напряжения.
5.37.В схемах развития энергосистем необходимость установки шунтирующих реакторов для исключения повышения напряжения выше допустимого уровня (в режиме минимальных нагрузок), компенсации избытков реактивной мощности и ограничения внутренних перенапряжений в сетях 330-500-750-1150 кВ, а также в сетях с протяженными слабо загруженными ВЛ 220 кВ определяется расчетами режимов сетей 330 кВ и выше (в отдельных случаях 220 кВ).
Мощность, число и размещение шунтирующих реакторов уточняется при проектировании конкретных линий электропередачи.
При отсутствии данных степень компенсации зарядной мощности линий следует принимать не менее 80-100 % - на 500 кВ, 100-110% - на 750 кВ и 110-120% - на 1150 кВ (меньшие значения характерны для ВЛ, отходящих от электростанций, большие - для линий с реверсивным характером работы).
5.38.Расчеты токов трехфазных и однофазных К.З. выполняются в целях:
проверки соответствия установленной коммутационной аппаратуры в распределительных устройствах действующих энергетических объектов расчетным значениям токов К.З. и определения объема проведения необходимой модернизации и замены оборудования;
использования при анализе технико-экономических показателей вариантов схемных решений с различными уровнями токов К.З.;
выявления требований к коммутационной аппаратуре и другому оборудованию распределительных устройств при конкретном проектировании, а также для оценки необходимости разработки нового оборудования;
разработки мероприятий по ограничению токов К.З.
Расчетами определяется периодическая составляющая тока К.З. в рекомендуемой схеме сети для режимов трехфазного и однофазного К.З.
Другие параметры токов К.З. (относительное содержание апериодической составляющей, скорость восстанавливающегося напряжения) на контактах выключателей определяются в случаях, предусмотренных Временными указаниями по учету токов К.З. при разработке схем развития энергосистем.