Основы проектирования электрических сетей ЭЭС

ПРОЕКТИРОВАНИЕ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

 

Учебное пособие для бакалавров, обучающихся по

направлению “Электроэнергетика и электротехника”

 

Ростов-на-Дону 2016

УДК 620.9(075.8)

ББК

Х

Рецензент:

 

Хлебников В.К.

Проектирование электрических сетей: Учеб. пособие. / -Ростов-на-Дону: ДГТУ, 2016. – 137 с.

Изложены основные теоретические положения проектирования современных электрических сетей, рассмотрены методы и алгоритмы синтеза, анализа и оптимизации развития электрических сетей электроэнергетических систем. Приведены математические модели установившихся режимов электрических сетей, оценки надёжности электроснабжения потребителей, оптимизации развития сетей с учётом динамики роста потребности в электроэнергии. Приведено решение задачи оптимизации развития электрических сетей электроэнергетических систем.

Для бакалавров всех форм обучения направления «Электроэнергетика и электротехника».

 

 

Печатается по решению редакционно-издательского совета

Донского государственного технического университета

Х Без объявл. УДК 620.9(075.8)

ISBN 5-7046-0546-Х Ó Издательский центр ДГТУ, 2016

Ó Хлебников В.К., 2016

Содержание

ВВЕДЕНИЕ 5

1.ОСНОВЫ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ ЭЭС 6

1.1. Общие положения 6

1.2. Системообразующие и распределительные

электрические сети ЭЭС 11

1.3. Балансы мощности. Расчётные перетоки мощности 14

1.4. Задачи проектирования электрических сетей 19

1.5. Оценка экономической эффективности инвестиций в развитие

электрических сетей 24

2. ПОСТРОЕНИЕ СХЕМ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 35

2.1. Рекомендации по выбору схем электрических сетей 35

2.2. Выбор конфигурации и номинального напряжения

электрической сети 39

2.3. Схемы присоединения подстанций к сети 50

2.4. Выбор сечений проводников ВЛ и КЛ 55

2.5. Выбор трансформаторов на подстанциях 62

3. РАСЧЁТЫ РЕЖИМОВ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ

ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ 67

3.1. Задачи расчёта и расчётные режимы 67

3.2. Схемы замещения для расчётов установившихся режимов 70

3.3. Потокораспределение и напряжения в установившихся

режимах 76

3.4. Потери мощности и электроэнергии 79

3.5. Анализ результатов расчёта 83

4. УЧЁТ НАДЁЖНОСТИ ПРИ ПРОЕКТИРОВАНИИ

ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЕЙ 89

4.1. Показатели надёжности элементов электрической сети 89

4.2. Расчёт показателей надёжности электрической сети 93

4.3. Надёжность схем распределительных устройств 96

5. АВТОМАТИЗАЦИЯ ПРОЕКТИРОВАНИЯ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ

СЕТЕЙ 101

5.1. Элементы автоматизированной системы проектирования 101

5.2. Моделирование электрической сети 106

5.3. Применение динамического программирования для

оптимизации развития электрических сетей 110

5.4. Пример оптимизации развития электрической сети 116

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ 136

 

ВВЕДЕНИЕ

 

Электрические сети являются основой формирования объединённых и единой электроэнергетических систем, систем энергоснабжения городов, сельской местности, предприятий. Существенной особенностью электроэнергетических систем (ЭЭС) и электрических сетей является неразрывность процесса производства электроэнергии на электростанциях, её передачи и распределения по электрическим сетям. Этот процесс, ограниченный техническими характеристиками оборудования, должен обеспечивать надёжное электроснабжение потребителей и экономически приемлемые показатели электрических сетей.

Такие особенности электроэнергетики требуют учёта развития электрических сетей как единой технической системы, обеспечивая оптимальность электрических сетей и систем в целом. Эти обстоятельства привели к выделению в структуре управления развития ЭЭС самостоятельного раздела, получившего название проектирование развития ЭЭС.

Методы проектирования ЭЭС и сетей развивались вместе с развитием и усложнением энергосистем. Начало проектированию развития ЭЭС в нашей стране было положено в 30 – 40-х годах ХХ века. В этот период был разработан комплексно-энергетический подход к обоснованию проектных решений по ЭЭС и электрическим сетям. В 60 – 80-е годы ХХ века началось широкое внедрение в практику проектирования математических моделей и алгоритмов их решения на ЭВМ. В настоящее время методологическую основу проектирования, разработки математических моделей развития ЭЭС и сетей составляет теория больших кибернетических систем энергетики [1,2]. Это позволило построить достаточно стройную иерархию задач проектирования, методов взаимной увязки параметров отдельных линий электропередачи и подстанций с общесистемными показателями развития ЭЭС [3].

В этом учебном пособии изложены основные положения и приёмы синтеза, анализа и оптимизации развития электрических сетей ЭЭС.

 

Общие положения

Электроэнергетика - базовая отрасль экономики России, обеспечивающая потребности экономики и населения страны в электрической и тепловой энергии, во многом определяющая устойчивое развитие всех отраслей экономики страны. Эффективное использование потенциала электроэнергетической отрасли, установление приоритетов и параметров её развития создают необходимые предпосылки для роста экономики и повышения качества жизни населения страны. Процесс опережающего развития электроэнергетической отрасли является необходимым фактором успешного экономического развития России.

Основными направлениями долгосрочной политики государства в электроэнергетике являются [4,5]:

а) надёжное снабжение экономики и населения страны электрической и тепловой энергией;

б) сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы (ЕЭС) России, её интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;

в) повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчивого развития электроэнергетики на базе современных технологий;

г) снижение вредного воздействия на окружающую среду.

Для реализации этих направлений разработана «Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 г.» [5]. Приоритетами Генеральной схемы в рамках установленных ориентиров долгосрочной государственной политики в сфере электроэнергетики в частности являются:

а) Опережающее развитие электроэнергетической отрасли, создание в ней экономически обоснованной структуры генерирующих мощностей и электросетевых объектов для надёжного обеспечения потребителей страны электрической и тепловой энергией (табл. 1.1).

Таблица 1.1. – Рациональная структура генерирующих мощностей

Показатель	2010 г.	2015 г.	2020 г.
Установленная мощность, млн. кВт, всего	243,8	297,5/326,2	347,4/397.7
В том числе:
гидроэлектростанции	49,2	57,1/57,9	71,7/76,5
атомные электростанции	26.9	38.1/38.1	53,2/59
тепловые электростанции, всего	167,7	202.3/230.2	222,5/262,2
Из них:
теплоэлектроцентрали, всего:	93,2	107,8/107,8	113,7/113,7
паротурбинные на газомазутном топливе		40,9/40,9	36,5/36,5
парогазовые и газотурбинные	15,3	27,9/27,9	36/36
паротурбинные на твёрдом топливе	34,9	39/39	41,2/41,2
конденсационные электростанции, всего:	74,5	94,5/122,4	108,8/148,5
паротурбинные на газомазутном топливе	37,3	14,3/14.3	6,8/6,8
парогазовые и газотурбинные	9,9	30.2/32,5	38,5/40,1
паротурбинные на твёрдом топливе	27,3	50/75,6	63,5/101.6

Примечание: числитель - базовый вариант, знаменатель - максимальный.

 

б) Создание сетевой инфраструктуры, развивающейся опережающими темпами по сравнению с развитием электростанций и обеспечивающей полноценное участие энергокомпаний и потребителей в функционировании рынка электрической энергии и мощности, усиление межсистемных связей, гарантирующих надёжность взаимных поставок электрической энергии и мощности между регионами России, а также возможность экспорта электрической энергии.

Структура генерирующих мощностей определяется исходя из балансов мощности и электроэнергии на перспективу. Расходная часть балансов в основном представлена суммарной нагрузкой и электропотреблением (рис. 1.1). Развитие генерирующих мощностей (состав электростанций, их размещение по территории страны, темпы строительства) в значительной степени определяют конфигурацию и параметры системообразующей сети.

Высоковольтная сеть в европейской части ЕЭС России в основном сформирована на основе линий электропередачи напряжением 330…750 кВ, в остальной части ЕЭС России одновременно с развитием сетей напряжением 500 кВ промышленно осваивались сети 1150 кВ. Протяжённость электрических сетей 110…1150 кВ всех объединённых энергетических систем по состоянию на 2007 г. составила (в одноцепном исчислении) более 442,2 тыс. км. Суммарная установленная мощность трансформаторов разных классов напряжения на понижающих подстанциях составила около 696,9 млн. кВ А. Износ основных фондов электросетевого хозяйства в настоящее время составляет в среднем 40,5%, в том числе оборудования подстанций 63,4%.

Рис.1.1. Прогноз электропотребления по России:

1 – базовый вариант; 2 – максимальный вариант

 

Развитие электрических сетей в период до 2020 г. (рис. 1.2) будет направлено на обеспечение надёжного и устойчивого функционирования ЕЭС России, конкурентного оптового рынка электроэнергии и мощности, а также на обеспечение надёжного электроснабжения потребителей и выдачи мощности электростанций.

В основу перспективного развития электрической сети ЕЭС России закладываются следующие основные принципы:

а) схема системообразующей электрической сети ЕЭС России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять её поэтапное развитие и обеспечивать возможность приспосабливаться к изменению условий роста нагрузки и развитию электростанций;

 

Рис. 1.2. Перспективная схема развития системообразующей сети:

DC – ЛЭП постоянного тока; AC – ЛЭП переменного тока

 

б) схемы выдачи мощности крупных электростанций в нормальных режимах работы энергосистемы должны обеспечивать возможность выдачи всей располагаемой мощности электростанции без применения устройств противоаварийной автоматики как в полной схеме сети, так и при отключении любой из отходящих линий на всех этапах сооружения электростанции (принцип N-1). Для атомных электростанций указанное условие должно выполняться как в нормальных режимах, так и в ремонтных режимах работы энергосистемы (принцип N -2);

в) схема системообразующей электрической сети должна соответствовать требованиям охраны окружающей среды;

г) управляемость системообразующей электрической сети должна обеспечиваться за счёт использования средств принудительного потокораспределения, статических компенсаторов, устройств продольной компенсации, управляемых шунтирующих реакторов, вставок постоянного тока, электромеханических преобразователей, фазоповоротных устройств и других средств;

д) схема и параметры распределительных сетей должны обеспечивать надёжность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электрической энергии при полной схеме сети и при отключении одной линии электропередачи или трансформатора (принцип N-1 для потребителей).

Для использования в европейской части страны электрической энергии и мощности тепловых и гидравлических электростанций Сибири планируется сооружение ЛЭП постоянного тока напряжением ± 500 кВ и ± 750 кВ пропускной способностью 2000 – 3000 МВт протяжённостью от 600 до 3700 км.

Для совместной работы ОЭС Сибири и Дальнего Востока планируется ввод на подстанциях напряжением 220 кВ вставок постоянного тока мощностью по 500 МВ·А каждая.

В европейской части ЕЭС России продолжится развитие сетей напряжением 750 кВ. в ОЭС Северо-Запада и Центра. ЛЭП напряжением 500 кВ будут использованы в ОЭС Центра, Юга, Средней Волги, Урала, Сибири и Дальнего Востока, а также для развития межсистемных связей.

Сеть напряжением 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, Северо-Запада и Юга.

Основные тенденции в развитии сетей напряжением 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а также в Архангельской энергосистеме и энергосистеме Республики Коми сети напряжением 220 кВ будут являться системообразующими.

Основным направлением развития сети напряжением 110кВ будет дальнейшее её расширение по территории России с целью повышения на­дёжности электроснабжения потребителей.

Прогноз потребности в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов представлен в табл. 1.2.

 

Таблица 1.2. – Потребность в капиталовложениях на сооружение

электросетевых объектов (в миллиардах рублей)

Показатель	2011…2015 гг.	2016…2020 гг.
Единая национальная (общероссийская) электрическая сеть, всего	1630,3	2524,7
в том числе: новое строительство сетей		1888,6
реновации сетей	365,7	466,4
прочие затраты	102,5	169,8
Распределительные электрические сети, всего	1489,7	2011,9
в том числе: новое строительство сетей	789,4	1055,5
реновации сетей	608,1	830,1
прочие затраты	92,2	126.4
Итого		4536,6

 

Всего за 2006…2020 гг. общая потребность в капиталовложениях на развитие электростанций при базовом варианте составит 11616,3 млрд. руб. (в ценах соответствующих лет). Потребность в капиталовложениях на сооружение электросетевых объектов с 2006 по 2020 г. при базовом варианте оценивается в 9078,8 млрд. руб. (в ценах соответствующих лет).

 

 

Электрических сетей

Для обоснования эффективности вариантов развития электрических сетей используются критерии [9]:

а) эффективность с позиции интересов национального хозяйства страны в целом;

б) коммерческая (финансовая) эффективность, учитывающая финансовые последствия реализации проекта для его непосредственных участников.

Для электросетевых объектов монопольного регулируемого сектора энергетики оценивается только общественная эффективность. Для объектов конкурентного сектора энергетики, финансируемых коммерческими организациями, оцениваются оба вида эффективности.

При проведении экономических расчетов по сооружаемому электросете­вому объекту (BЛ и подстанций) следует учитывать ряд особенностей.

Первая заключена в том, что прибыль образуется в процессе производ­ства, передачи, распределения и реализации электроэнергии, т.е. в результате совместного участия электростанций, электрических сетей и потребителя. Поэтому при определении эффективности капитальных вложений в электросетевые объекты должна учитываться часть общей прибыли энергосистемы от реализации электроэнергии.

Вторая особенность состоит в том, что по своему назначению электросе­тевые объекты могут быть подразделены на сооружаемые для:

а) выдачи мощности электростанций;

б) увеличения пропускной способности участков сети в связи с ростом перетоков;

в) усиления электроснабжения узлов нагрузки и внешнего электроснабжения потребителей;

г) сокращения потерь электроэнергии в сети;

д) повышения надёжности электроснабжения.

Практически каждый объект выполняет несколько из перечисленных функций. Основной фактор обоснования экономической эффективности для всех групп объектов – это возможность увеличения реализации электроэнергии потребителям и, как следствие, образование дополнительной прибыли в энергосистеме [10].

Как правило, сооружаемые объекты относятся к группам «а» – «в», для которых характерно, что их ввод приводит к увеличению пропускной способности сети. В результате обеспечивается передача дополнительной электроэнергии потребителям и образование прибыли в энергосистеме.

Стоимостная оценка результата сооружения электрической сети определяется по формуле [11]

 

, (1.1)

 

где – средневзвешенный тариф на электроэнергию в данной энергосистеме;

– дополнительное поступление электроэнергии в сеть, обусловленное сооружением электросетевого объекта;

j – доля стоимости реализации электроэнергии, относимая на электрическую сеть (табл. 1.4);

– изменение потерь электроэнергии в сети;

– увеличение прибыли за счёт повышения надёжности и других факторов, влияющих на экономический эффект.

 

Таблица 1.4. – Значения коэффициента j

Номинальное напряжение сети, кВ	750 – 500	330 – 220	110 – 35	В целом
Коэффициент j	0,04	0,09	0,17	0,30

 

Численные значения величин , в (1.1) определяется в зависимости от назначения электросетевого объекта:

· если сооружаемый объект предназначен для выдачи мощности электростанции или внешнего электроснабжения узла нагрузки по радиальной схеме, то соответствует энергии поступившей в данный объект, а – потери в этом объекте (ЛЭП, подстанция);

· если объекты сооружаются в замкнутой сети, и их ввод приводит к перераспределению потоков мощности в существующих элементах сети, то соответствует дополнительной электроэнергии, которая будет поступать в сеть рассматриваемого района в связи с вводом проектируемых объектов, а – изменение потерь в этой сети:

 

,

 

где – потери в сети после ввода объектов;

– потери в сети до ввода объектов.

Сетевые объекты, специально сооружаемые для сокращения потерь или повышения надёжности, на практике встречаются редко. Определение эффективности капитальных вложений в объекты групп «г» и «д» сводятся к тому, что сокращение потерь или снижение ущерба от недоотпуска электроэнергии соответствует увеличению реализации и, как следствие, увеличению прибыли в энергосистеме.

Для оценки эффективности капитальных вложений используются простые и интегральные критерии (рис.1.6). Простые критерии не учитывают всю продолжительность срока жизни проекта и неравнозначность денежных потоков. Они используются для экспресс-оценки проектов на предварительных стадиях разработки. Интегральные (динамические) критерии оперируют с показателями работы проектируемых объектов по годам расчётного периода с учётом фактора времени [10]. В интегральных критериях расходы и доходы, разнесённые во времени, приводятся к одному (базовому) моменту времени ( =0).

Рис.1.6. Схема использования методов оценки инвестиций

 

Основным интегральным критерием является максимум чистого дисконтированного дохода (ЧДД) при условии ЧДД>0 [9, 10].

, (1.2)

 

где – чистая прибыль в году t;

– амортизационные отчисления на реновацию в году t;

– норматив дисконтирования (ставка доходности);

– инвестиции (капиталовложения) в году t;

– длительность расчётного периода (рис.1.7).

Рис.1.7. Составляющие расчётного периода

 

При определении планируемой продолжительности строительства исхо­дят из утвержденных нормативных сроков (табл. 1.5).

При неизменности денежных потоков по годам ЧДД определяется через сумму коэффициентов дисконтирования по формуле:

 

. (1.3)

 

Величина чистой прибыли в (1.2) и (1.3) равна

 

,

 

где – стоимостная оценка результатов работы объекта (объём реализованной электроэнергии) в году t;

– суммарные эксплуатационные издержки на ремонт и обслуживание в году t;

– ставка налога на прибыль (20 %).

 

Таблица 1.5 – Нормы продолжительности строительства BJI 35-750 кВ

Напряжение, кВ	Количество цепей, шт	Длина, км	Продолжительность строительства, мес	Напряжение, кВ	Количество цепей, шт	Длина, км	Продолжительность строительства, мес
	1 – 2

 

При сравнении нескольких вариантов выбирается вариант с наибольшей величиной ЧДД. Однако необходимо отметить, что величина ЧДД зависит от масштаба проекта, проявляющегося в «физических» объемах инвестиций и производства. Например, при выборе напряжения сети ЛЭП более высокого напряжения потребует больших капиталовложений, однако может иметь и большую пропускную способность.

Отсюда следует естественное ограничение на применение этого метода при сравнении значительно различающихся по этой характеристике проектов: большее значение ЧДД не всегда будет соответствовать более эффективному варианту капиталовложений. Иначе говоря, такие варианты необходимо приводить в сопоставимый вид по производственному эффекту.

Показатель дисконтированных затрат (1.4) удобно использовать при сравнении вариантов, имеющих одинаковый производственный эффект (объём реализованной продукции) [11], а также вариантов проектов, вообще не сопро­вождающихся денежными поступлениями, например выбор типа освети­тельных приборов для помещения.

 

, (1.4)

 

где – сумма эксплуатационных издержек на ремонт, обслуживание и стоимости потерь электроэнергии в году t;

– ликвидационная стоимость объектов в году t.

Если же имеем дело с проектами с разными жизненными сроками, то чтобы не выравнивать варианты по этому показателю, лучше использовать эквивалентные среднегодовые затраты (1.5).

 

. (1.5)

 

В простейшем случае, когда инвестиции вкладываются в один год, поступления и расходы не меняются в течение жизненного срока, и ликвидная стоимость равна нулю, этот показатель представляет собой годовые приведенные затраты , но с дисконтированной нормой амортизации.

В том случае, когда невозможно или сложно привести варианты к одному производственному эффекту, можно использовать критерий удельных затрат.

Поясним смысл ЧДД на примере. Пусть на капитальное строительство, осуществлённое в течение трёх лет, потребовалось 5 млрд. руб. Выпуск продукции начинается сразу после окончания строительства и заканчивается через восемь лет. Поток платежей показан на рис. 1.8. В зависимости от нормы дисконтирования величина ЧДД будет различной. ЧДД максимален при отсутствии дисконтирования, постепенно снижаясь по мере увеличения (рис. 1.9). При =0,1 (10 %) ЧДД становится отрицательным, т.е. проект становится неэффективным.

Рис.1.8. Чистый поток платежей

 

Рис.1.9. Зависимость ЧДД от нормы дисконта

 

Капитальные вложения определяются суммой стоимостей объектов или их элементов, сооружаемых в году t расчётного периода . При проектировании развития электрических сетей расчёт выполняется по укрупнённым стоимостным показателям (УСП), разработанным на основе прейскурантов и тарифов 2000 г. Для перехода к современным ценам УСП умножаются на коэффициент-дефлятор J, определяемый Минэкономразвития РФ. Например, для 2014 г J =5,727.

Для подстанций и ЛЭП в стоимость объекта включается стоимость отчуждаемых земельных участков (13…26 руб./м² в ценах 2005 г.).

Капитальные вложения в подстанцию (ПС) определяются по формуле:

 

, (1.6)

 

где – базовая стоимость ПС, определяемая по УСП;

– затраты на проектно-изыскательские работы, благоустройство и пр. (15,5…17,5 % от стоимости ПС);

– стоимость земельного участка под ПС.

Базовая стоимость ПС в (1.6) равна

 

,

 

где – стоимость всех трансформаторов;

– стоимость всех ячеек выключателей;

– стоимость компенсирующих и регулирующих устройств;

– постоянная часть затрат.

Стоимость земельного участка под ПС определяется стоимостью отчуждаемых земель и площадью участка (от 1,5 до 176 тыс. м² в зависимости от схемы подстанции и номинального напряжения 35…750 кВ).

Стоимость реконструкции и расширения ПС определяется по формуле

 

,

 

где – стоимость вновь устанавливаемого оборудования с учётом строительных и монтажных работ;

– стоимость демонтажа;

– остаточная стоимость демонтируемого оборудования, которое не отработало нормативный срок и пригодно для использования.

При упрощённых расчётах экономической эффективности . Стоимость расширения ОРУ с выключателями принимается по стоимости дополнительных ячеек. Стоимость замены трансформатора принимается по полной расчётной стоимости устанавливаемого трансформатора.

Капитальные вложения в ВЛ определяются по формуле

 

,

 

где – удельные капитальные вложения в ВЛ определённого класса напряжения в расчёте на один километр линии, руб./км;

– протяжённость ВЛ, км;

– затраты на вырубку просеки (95…275 тыс. руб./км для ВЛ 35…1150 кВ);

– стоимость земельного участка, отведённого под опоры ВЛ (35…4000 м²/км для ВЛ 35…1150 кВ);

– затраты на ПИР, благоустройство и пр. (12,5…14,5 % от стоимости ВЛ);

– коэффициент для учёта усложняющих условий строительства.

Годовые эксплуатационные расходы И включают амортизационные отчисления И_а, затраты на обслуживание и ремонт И_обс, затраты на возмещение потерь электроэнергии И_пот

И= И_а+ И_обс+И_пот.

 

Затраты на амортизацию и эксплуатационное обслуживание могут быть определены по упрощённым формулам:

 

где – норма амортизационных отчислений на реновацию ПС, ВЛ (для ВЛ 2 %, ПС – 4,4 %);

– величина капитальных вложений соответственно в ПС и ВЛ;

– норма отчислений на обслуживание и ремонт ПС и ВЛ соответственно (для ВЛ 0,8 %, ПС – 5,9…4,9 %).

Для оценки коммерческой эффективности инвестиций дополнительно используются критерии чистого дохода (ЧД), индекса доходности (ИД), срока окупаемости и др [10].

Выбранный вариант должен удовлетворять условию, при котором экономическое преимущество его устойчиво сохраняется при изменении исходных показателей в пределах вероятного диапазона их значений (рис. 1.10).

Рис. 1.10. Зависимость оценки проекта от коэффициента дисконтирования

Решения по сравниваемым вариантам принимаются с использованием методов, учитывающих риск и возможную неопределенность исходной информации. Это предполагает, что такие показатели, как цены (тарифы), перспективные нагрузки потребителей, экономические нормативы (рентабельность) не могут быть определены однозначно. Поэтому основой для принятия решения о целесообразности инвестиций в ряде случаев должно служить не формально подсчитанное значение критерия эффективности, а совокупность его ожидаемых значений, ограниченная возможными изменениями исходных показателей и экономических нормативов.

Рекомендации по выбору схем электрических сетей

Проектирование ЕНЭС России основывается на следующем [6, 9]:

а) схема основной электрической сети ЕЭС России должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять её поэтапное развитие и иметь возможность приспосабливаться к изменениям внешних условий;

б) увеличение пропускной способности основной сети ЕЭС России осуществляется в первую очередь путём применения современных средств компенсации и регулирования реактивной мощности, а затем постепенной «надстройкой» линиями более высокого класса напряжения;

в) привязка линий электропередачи должна осуществляться к крупным узлам нагрузки, избегая создания прямых связей между электростанциями;

г) между двумя узлами сети по одной трассе должно сооружаться, как правило, не более двух линий электропередачи одного класса напряжения;

д) схемы присоединения электростанций и подстанций к основной сети должны обеспечивать надёжность питания энергоузлов и транзит мощности с учётом критерия N-1;

е) развитие основной электрической сети должно соответствовать требованиям охраны окружающей среды.

Схема и параметры распределительной сети должны обеспечивать надёжность электроснабжения, при которой питание потребителей осуществляется без ограничения нагрузки с соблюдением нормативных требований к качеству электроэнергии при нормальной схеме сети и при отключении одной ВЛ (одной цепи двухцепной ВЛ) или трансформатора с учетом допустимой перегрузки оставшихся в работе.

Проектирование распределительной сети осуществляется с учётом следующего [6, 7]:

а) в районах с малым охватом территории сетями при близких значениях технико-экономических показателей вариантов развития сети рекомендуется отдавать предпочтение сооружению ВЛ по новым трассам;

б) в крупных городах и промышленных районах с большой концентрированной нагрузкой по одной трассе может предусматриваться строительство двух и более ВЛ или двухцепных ВЛ;

в) центры питания следует максимально приближать к потребителям, сокращая число трансформаций путем сооружения ПС глубоких вводов.

При развитии электрической сети ЭЭС рекомендуется использовать унифицированные элементы схемы.

При развитии сетей 110 кВ рекомендуется:

а) не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 110 кВ параллельно существующим ВЛ 220…330 кВ;

б) использовать в качестве источников питания сети 110 кВ подстанции 220…330/110 кВ, имеющие независимые питающие линии;

в) обеспечивать двухстороннее питание подстанций, присоединенных к одноцепной ВЛ 110 кВ. Длина такой ВЛ, как правило, не должна быть больше 120 км, а количество присоединяемых промежуточных подстанций больше трех. Присоединение к такой ВЛ двухтрансформаторных ПС рекомендуется по схеме «мостик». Допускается присоединение ПС к одноцепной тупиковой ВЛ 110 кВ только на первом этапе развития сети;

г) осуществлять применение двухцепных ВЛ с двухсторонним питанием в системах электроснабжения крупных и крупнейших городов, а также в схемах внешнего электроснабжения потребителей транспортных систем (электрифицированные участки железных дорог, продуктопроводов и т.п.). К таким ВЛ рекомендуется присоединение не более пяти промежуточных ПС, осуществляя чередование ПС по схеме «мостик» и блочной схеме;

д) применять двухцепные тупиковые ВЛ в схемах электроснабжения крупных городов, промузлов, промышленных предприятий и т.п. с присоединением к такой ВЛ до двух ПС 110 кВ. При этом потребители первой категории этих ПС должны резервироваться по сети вторичного напряжения. К двум одноцепным тупиковым ВЛ могут быть присоединены до трех подстанций;

е) принимать к установке на ПС 110 кВ трансформаторы единичной мощностью не выше 63 МВ·А. Применение на ПС 110 кВ трансформаторов мощностью 80 МВ·А должно быть обосновано.

При развитии сетей 35 кВ рекомендуется:

а) не допускать сооружения новых протяженных ВЛ 35 кВ параллельно существующим ВЛ 110 кВ и не сооружать новые ВЛ 35 кВ протяженностью свыше 80 км;

б) рассматривать возможность перевода существующих ВЛ и ПС 35 кВ на напряжение 110 кВ;

в) использовать преимущественно одноцепные ВЛ 35 кВ с пит