Справочник по проектированию электрических сетей

Файбисович Д. Л.

3. Линии электропередачи, пересекающие государственную границу Российской Федерации.

4. Линии электропередачи (воздушные и кабельные), проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) кВ и вывод из работы которых приводит к технологическим ограничениям перетока электрической энергии (мощности) по сетям более высокого класса напряжения.

5. Трансформаторные и иные подстанции, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 220 кВ и выше, соединенные с линиями электропередачи, указанными в пунктах 1–3, а также технологическое оборудование, расположенное на их подстанциях, за исключением распределительных устройств электрических станций, входящих в имущественный комплекс генерирующих энергообъектов.

6. Оборудование

распределительных устройств напряжением 110 (150) кВ и связанное с ним вспомогательное оборудование на трансформаторных и иных подстанциях, проектный номинальный класс напряжения которых составляет 110 (150) кВ, обеспечивающие транзитные перетоки электрической энергии по линиям электропередачи напряжением 110 (150) кВ, указанным в пункте 4.

7. Комплекс оборудования и производственно-технологических объектов, предназначенных для технического обслуживания и эксплуатации указанных объектов электросетевого хозяйства.

Важным направлением реформирования АО-энерго при их разделении по видам деятельности стало создание системы управления распределительным сетевым комплексом (сети напряжением 110 кВ и ниже).

Распоряжением Правительства России (декабрь 2007 г.) утверждена следующая конфигурация межрегиональных распределительных сетевых компаний (МРСК): создаются 8 региональных МРСК, а так же самостоятельные компании на базе Мосэнерго, Ленэнерго и Тюменьэнерго.

Централизация управления распределительным сетевым комплексом позволяет улучшить его управляемость, повышает инвестиционную привлекательность и капитализацию распределительных сетевых компаний.

Дальнейшее развитие в электроэнергетике страны получает энергорынок, который подразумевает сосуществование нескольких сегментов: долгосрочный сегмент мощности, оптовый рынок электроэнергии и рынок системных услуг (РСУ). Системные услуги предполагают действия генераторов электростанций, направленные на поддержание параметров ЕЭС (например, стабильной частоты в сети) и ее готовности к работе в аварийных условиях. Правила РСУ направлены на первичное и вторичное регулирование частоты, развитие систем противоаварийного управления. Исполнители на РСУ определяются конкурентным отбором по критерию минимальной цены.

1.3. Краткая характеристика развития электрических сетей за рубежом

В течение ряда последних десятилетий внимание энергетических компаний и производителей электротехнического и энергетического оборудования за рубежом было сфокусировано прежде всего на развитии генерирующего комплекса. Строительству магистральных и распределительных сетей уделялось меньшее внимание. Для примера могут быть приведены данные по структуре капиталовложений в развитие электроэнергетики США. Так, если по принятой в США структуре инвестиций в отрасли на долю «передача и распределение электроэнергии» в середине 1970-х гг. приходилось 30–32 % общих затрат, то в конце 1990-х гг. ситуация стала меняться, и эта составляющая возросла до 45–47 %. Несмотря на отмеченный рост, в правительственном докладе «Национальная энергетическая политика США» (май 2001 г.) отмечено, что «…ограниченная пропускная способность связей не позволяет в общем случае заменить производство электроэнергии передачей мощности и электроэнергии из «избыточных регионов» и препятствует повышению надежности электроснабжения потребителей и дальнейшему развитию бизнеса». Выводом доклада явилось подтверждение необходимости строительства новых магистральных линий электропередачи. Такая же тенденция имеет место и в европейских странах.

Основным техническим параметром, определяющим достигнутый уровень развития электросетевого хозяйства страны, является шкала используемых номинальных напряжений. Сроки освоения отдельных номинальных напряжений в отечественной и зарубежной практике развития энергосистем приведены в табл. 1.4.

Таблица 1.4

Развитию

электрических сетей стран Западной Европы способствуют высокие темпы роста потребления электроэнергии и весьма активный обмен электроэнергией между странами сообщества. Для этих стран весьма различна структура производства электроэнергии (табл. 1.5), что также способствует развитию электрических сетей объединения. Так, в Норвегии 99,3 % электроэнергии вырабатывается на ГЭС и только 0,6 — на ТЭС; во Франции 78 % — на АЭС. Самая большая доля (13 %) возобновляемых источников энергии (ВИЭ) в Дании (ветроэнергетика) и Финляндии (сжигание биомассы и отходов).

Таблица 1.5

В Европе происходит активный обмен электроэнергией между странами, иногда составляющий значительную часть производимой в отдельной стране электроэнергии. Через границы государств перетекают примерно 20 % вырабатываемой электроэнергии. В 2002 г. перетоки составляли 551 млрд кВтч электроэнергии, в 2001 г. — 543 млрд кВтч. Самый крупный экспортер — Франция (77 млрд кВтч, или 14 % всего производства в стране), на втором месте — Норвегия (10 млрд кВтч, или 7 %). Больше всего электроэнергии импортирует Италия, купившая за рубежом 50 млрд кВтч (19 % собственного производства), на втором месте — Нидерланды (16 млрд кВтч, или также 19 %). Германия имеет почти нулевое сальдо: экспорт 44 млрд кВт-ч, импорт — 43,9.

Высшим напряжением основной электрической сети переменного тока стран Европы является напряжение 750 кВ, которое получило большое развитие в энергосистемах Украины и частично Белоруссии, Польши, Венгрии и Болгарии, а также стран Восточной Европы, где имеются концевые участки межгосударственных электропередач от энергосистем России и Украины.

Высшим напряжением основной электрической сети энергосистем большинства стран Центральной и Западной Европы на уровне 2006 г. являлось 380–420 кВ, законодательно принятое как наивысшее. Сети этого напряжения в последние годы развивались наиболее высокими темпами. При этом сети 220–275 кВ, ранее являвшиеся основными, продолжают эксплуатироваться в условиях ограниченного развития: к этим сетям не присоединяются новые генерирующие мощности, а в отдельных случаях ВЛ этого класса напряжения используются в сети 110–150 кВ до полного физического износа.

Для распределительной сети высокого напряжения в энергосистемах европейских стран используются напряжения 110 (115) — 132–150 кВ. Вытеснение промежуточных напряжений характерно и для распределительных сетей на низшей ступени распределения электроэнергии (33–35, 66 кВ). Основной шкалой трансформации мощности в странах Европы становится 380–420/110-150/10-20 кВ, при которой шаг шкалы напряжения становится выше двух, что характерно для энергосистем, где идет процесс электрификации «вглубь».

Основная системообразующая сеть энергосистем стран Европы, как правило, строится с использованием двухцепных, а в отдельных случаях и четырехцепных ВЛ с обеспечением двухстороннего питания. В этих условиях даже при достаточно тяжелом виде аварийного повреждения — одновременном отключении двух цепей — питание узловых подстанций сохраняется. Узловые ПС с высшим напряжением 380–420 кВ оснащаются двумя — четырьмя трансформаторами. В распределительных сетях, как правило, применяются резервированные схемы с широким использованием двухцепных ВЛ, кабельных сетей (в городах), двухтрансформаторных подстанций. Мощность ПС 110–150/НН кВ 2x20 — 2x80 МВ А.