Унификация элементов сети - Требования к конфигурации и схеме сети

Глава четвертая. ОСОБЕННОСТИ ВЫБОРА КОНФИГУРАЦИИ И СХЕМЫ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СОЕДИНЕНИЙ СЕТИ
9. ТРЕБОВАНИЯ К КОНФИГУРАЦИИ И СХЕМЕ СЕТИ
Выбор схемы электрической сети производится одновременно с выбором ее напряжения и заключается в определении мест размещения подстанций, связей между ними (граф сети), пропускной способности и сечений проводов этих связей, разработке принципиальных схем присоединения к сети подстанций, выборе способов регулирования напряжения и распределения мощностей.
Решение этой задачи можно условно разделить на две части: 1) разработку возможных вариантов развития сети и выбор конкурирующих; 2) сравнительный анализ технико-экономических характеристик отобранных вариантов и принятие решения.
Первая часть является наиболее сложной и ответственной, поскольку именно при отборе конкурирующих вариантов должно быть обеспечено попадание в зону оптимизации. Вместе с тем многообразие исходных условий предопределяет возможность создания большого количества разных вариантов, обладающих различными свойствами и показателями. Разработанные для решения этой части задачи оптимизационные модели обладают рядом существенных недостатков и не нашли широкого применения. Поэтому опыт и искусство проектировщика остаются решающими факторами при разработке и отборе вариантов сети.

Вторая часть представляет собой пассивную задачу, которая может быть формализована по критерию минимизации приведенных расчетных затрат с учетом ограничений, накладываемых действующими техническими нормативами. Для решения этой части задачи используются оценочные модели.
Критерий экономичности определяется как
(1)
где Е — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, равный 0,12; К — единовременные капитальные вложения в сооружаемые объекты; И — ежегодные эксплуатационные издержки.
Если строительство ведется в течение нескольких лет, а ежегодные издержки меняются по годам, затраты должны быть приведены к одному (обычно первому) году расчетного периода по формуле

(2)

где Kt, Иt — соответственно капиталовложения и ежегодные издержки за год t расчетного периода; Т — расчетный период; ЕН.П— норматив приведения разновременных затрат, равный 0,08; δИt= Иt—Иt-1 — изменение издержек каждого года по сравнению с предыдущим.
Отобранные для сравнения варианты должны удовлетворять определенным требованиям [39].
Схема должна обеспечивать необходимую надежность, под которой понимается свойство схемы выполнять заданные функции, сохраняя эксплуатационные показатели в пределах, установленных в нормативных документах. Согласно ПУЭ [40] все электроприемники по требуемой степени надежности электроснабжения разделяют на три категории, исходя из характера и тяжести последствий от перерыва электроснабжения. В зависимости от отнесения приемника к той или иной категории обусловливаются требования к схеме электроснабжения.
Электроснабжение электроприемников первой категории должно обеспечиваться от двух независимых источников питания (таковыми считаются две системы шин или две секции шин одной подстанции, имеющие питание от двух источников) с автоматическим включением резервного питания при нарушении электроснабжения от одного из источников. Из состава электроприемников первой категории выделяется особая группа, бесперебойная работа которой необходима для безаварийного останова производства (для предотвращения взрывов, пожаров и т. п.).  Для этой группы электроприемников должно предусматриваться питание от третьего независимого источника, в том числе автономного.
Для электроприемников второй категории также рекомендуется электроснабжение от двух независимых источников, однако перерывы электроснабжения допускаются на время, необходимое для включения резервного питания действиями эксплуатационного персонала. Допускается также электроснабжение таких электроприемников по одной линии и от одного трансформатора при наличии возможности их ремонта или замены в течение 1 сут.
Электроснабжение электроприемников третьей категории может выполняться от одного источника при условии обеспечения ремонта или замены поврежденного элемента схемы в течение 1 сут.
При таком нормировании надежности последствия прекращения электроснабжения рассматриваются как результат одного перерыва, а не как суммарный эффект за определенный период времени. Следует также отметить отсутствие четкого различия между требованиями к электроснабжению электроприемников второй и третьей категорий.
В развитие ПУЭ требования к надежности электроснабжения различных групп потребителей нормируются отдельными документами: промышленных предприятий —  СН 174-75, сельскохозяйственных потребителей [41], городских потребителей [42], тяговых подстанций электрифицированного железнодорожного транспорта — СНиП П-39-76, компрессорных и насосных станций магистральных газопроводов и нефтепроводов — СН 433-79.
Определенное распространение получили расчеты экономической оценки надежности схем электроснабжения [43]. При этом формула расчетных затрат (1) приобретает вид
(3)
где У — ожидаемый среднегодовой ущерб от нарушений электроснабжения, тыс. руб/год.
Расчеты сводятся к определению вынужденного и планового простоя системы электроснабжения на основании данных о среднем количестве отказов в год элементов сети, среднем времени их восстановления и времени плановых простоев. Эти данные принимаются на основании анализа статистических материалов. Удельные показатели ущербов от ограничения потребителей принимаются обычно по усредненным данным в зависимости от структуры потребителей.
Однако массовое использование таких расчетов при проектировании электрических сетей затруднительно из-за их трудоемкости и отсутствия достаточно достоверных данных о потоках отказов элементов
электрических сетей, времени их восстановления, а также значений ущерба для разных групп потребителей. Поэтому расчеты ущерба целесообразно выполнять при разработке методических и нормативных документов; при этом неопределенная исходная информация должна варьироваться в достаточно широких пределах, на основе чего можно определить зону устойчивости полученных результатов.
Такие расчеты выполнялись в процессе подготовки [39], на основании чего, в частности, сделан вывод о целесообразности питания всех подстанций распределительной сети 110—330 кВ, как правило, по двум линиям, причем отключение любой из них не должно приводить к ограничению потребителей. На первом этапе развития сети допускается питание по одной линии при условии обеспечения резервирования электроприемников первой и второй категорий по сетям СН и НН. Для сетей 220 и 330 кВ в процессе реализации проектной схемы временно допускается неполное резервирование отдельных узлов (дефицит на время ремонта отключившегося элемента сети — не более 25 % максимальной нагрузки).
Следует отметить, что во всех нормативных документах по надежности в той или иной степени отразилось противоречие между требованиями потребителей и возможностями энергосистемы обеспечить резервирование электроснабжения. По мере увеличения потребления электроэнергии растут зависимость от ее наличия и, следовательно, требования к надежности электроснабжения. В то же время рост поверхностной плотности электрических сетей облегчает поиск экономичных решений по резервированию электроснабжения: уменьшается протяженность резервных линий и повышается их использование в нормальных режимах, вторые трансформаторы устанавливаются не только по требованиям надежности, но и по условиям роста нагрузок. Таким образом, развитие электрической сети по мере роста нагрузок сопровождается повышением надежности электроснабжения и улучшением использования всех элементов сети в нормальных режимах.

Проектируемая сеть должна обеспечивать качество электроэнергии у потребителей в соответствии с ГОСТ 13109-67, а также оптимальный уровень токов короткого замыкания, который не должен превышать следующих значений: для сети 110 кВ — 31,5 кА, для сети 220—330 кВ — 40 кА. Для ограничения токов КЗ при построении сети должны быть рассмотрены такие мероприятия, как присоединение генераторов на более высокое напряжение, устранение коротких связей между наиболее мощными узлами, секционирование сети и др.
Схема сети должна обеспечивать возможность выполнения релейной защиты, противоаварийной и режимной автоматики, что предопределяет соответствующую расстановку автоматических аппаратов, предназначенных для коммутации элементов сети в различных режимах.
При построении схемы следует стремиться к максимальному охвату территории для обеспечения комплексного электроснабжения всех расположенных на ней потребителей независимо от их ведомственной принадлежности.
Принимаемые решения по схеме сети должны сохраняться при не очень значительных отклонениях электрических нагрузок от прогнозируемых. Схема сети должна быть простой и гибкой, приспособляемой к распределению мощности в течение достаточно длительного периода без коренных изменений с учетом рационального сочетания с сетями более высокой ступени напряжения. Это означает, что конфигурация сети должна позволять присоединять к ней новые распределительные подстанции, а также заводить ее на новые центры питания без существенных изменений топологии сети.
Развитие электрической сети должно осуществляться с максимальным использованием существующих элементов с учетом их возможной реконструкции. При рассмотрении целесообразности реконструкции того или иного элемента сети необходимо учитывать его моральный и физический износ. Этот вопрос приобретает актуальное значение в ближайшей перспективе, так как уже к 1990 г. 12—15 % (по протяженности) ВЛ 110—220 кВ будут иметь срок службы, превышающий 30 лет. Срок службы электрических се тей определяется темпами физического и морального износа. Учитывая высокие темпы технического прогресса, установлены повышенные нормы амортизационных отчислений от стоимости основных фондов (табл. 13).
Размер отчислений на реновацию (на полную замену основных фондов после их износа) определяет экономически целесообразный период эксплуатации, который для ВЛ на стальных и железобетонных опорах составляет 50 лет, на деревянных — 30 лет, а для электрооборудования подстанций — 28—29 лет. Следует отметить, что обесценивающее действие морального износа существенно ослабляется за счет модернизации и реконструкции.

Таблица 13

Это особенно отчетливо проявляется для подстанций, где по условиям роста электрических нагрузок производится замена трансформаторов, а по условиям роста токов КЗ — модернизация или замена коммутационных аппаратов. При этом вновь устанавливаемое оборудование имеет, как правило, лучшие технические и экономические характеристики. Учитывая, что практически все подстанции в период эксплуатации подвергаются реконструкции, срок их службы удлиняется. Поэтому нет оснований считать, что в обозримой перспективе потребуется массовая замена подстанций, построенных более 30 лет назад. Что касается воздушных линий электропередачи, то их реконструкция имеет менее массовый характер и ограничивается переводом некоторых ВЛ на повышенное напряжение или заменой отдельных участков из-за изменения конфигурации сети. Поскольку замена проводов на действующих ВЛ проводами больших сечений осуществляется крайне редко, срок службы линий обычно определяется физическим износом опор и проводов.
В настоящее время наблюдается наступление срока износа ВЛ на деревянных опорах, составляющих около 15% протяженности действующих ВЛ 110 кВ. В ряде энергосистем осуществляется постепенная замена этих ВЛ новыми линиями на железобетонных опорах, при этом замене подвергаются некоторые ВЛ, срок службы которых не достиг 30 лет. Интенсивный физический износ этих линий является следствием низкого качества пропитки древесины антисептиками при их строительстве. Повышенному износу подвергаются также некоторые линии на стальных неоцинкованных опорах, так как вследствие большой трудоемкости их периодическая окраска выполняется нерегулярно, что ведет к интенсивной коррозии металла. Таким образом, линии электропередачи, проработавшие длительный период, достигают состояния, при котором не могут обеспечивать надежную и экономичную работу сети и подлежат демонтажу. Поэтому при разработке схемы развития сети на перспективу должна быть рассмотрена возможность передачи функций этих линий другим элементам сети, так как механическая замена амортизированных ВЛ новыми линиями того же напряжения и по той же трассе далеко не всегда является оптимальным решением.
В современных условиях большое значение имеет уменьшение площади отчуждаемой земли для строительства линий и подстанций. Выполненный для одной из объединенных энергосистем страны анализ показал, что осуществление программы сетевого строительства в ближайшие 20 лет потребует отчуждения порядка 5000 га земли. Хотя относительное значение этой величины по сравнению с общей площадью сельскохозяйственных угодий на территории ОЭС невелико (доли процента), абсолютная величина отчуждаемой земли достаточно существенна. Поэтому наряду с многочисленными конструктивными мероприятиями, реализуемыми при проектировании линий и подстанций, этот вопрос необходимо учитывать также при построении схемы развития электрических сетей. В качестве основных направлений можно указать на применение двухцепных и многоцепных ВЛ 110 и 220 кВ, использование трасс амортизированных ВЛ для сооружения линий более высокого класса напряжения, применение простых схем подстанций и др.
Наконец, одним из требований к конфигурации и схеме электрической сети следует считать возможность ее построения из экономически обоснованного минимума унифицированных элементов, что позволяет существенно снизить затраты общественного труда на реализацию запроектированной схемы*.

* Согласно «Правилам технической эксплуатации электростанций и электрических сетей» проведение капитального ремонта ВЛ на стальных опорах с очисткой их от коррозии и окраской предусматривается через каждые 3—6 лет.