Новости Электротехники 2(128)-3(129) 2021





<  Предыдущая  ]  [  Следующая  >
Журнал №6(42) 2006

Владимир Князев,

Геннадий Боков,

ТЕХНИЧЕСКАЯ ПОЛИТИКА ФСК
Требования к распределительному электросетевому комплексу

25 октября 2006 года распоряжением председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» утверждено «Положение о технической политике в распределительном сетевом комплексе».

филиал ОАО «НТЦ Электроэнергетики» – РОСЭП, г. Москва

Устойчивое функционирование единого сетевого электроэнергетического комплекса России невозможно без надежной и качественной работы распределительных электрических сетей, которые являются завершающим звеном в системе обеспечения потребителей электроэнергией и находятся в непосредственном взаимодействии с конкретным потребителем.

Результаты работы сетей региональных сетевых компаний (РСК) во многом предопределяют качество, надежность и эффективность работы электросетевого комплекса ОАО «ФСК ЕЭС» в целом.
Разговоры о необходимости введения единой технической политики шли довольно давно. И 25 октября 2006 года распоряжением председателя Правления ОАО «ФСК ЕЭС» А.Н. Раппопорта № 270р/293р утверждено «Положение о технической политике в распределительном сетевом комплексе». Оно определяет совокупность технических, управленческих и организационных мероприятий на ближайшую и долгосрочную перспективу, направленных на повышение эффективности, технического уровня и безопасности РС на основе новых научно­обоснованных технических решений и технологий. Срок действия Положения – до 2015 года. При этом оно подлежит корректировке 1 раз в 2 года.
Положение прошло предварительную экспертизу и согласование с ОАО «СО­ЦДУ ЕЭС», структурными подразделениями ОАО «ФСК ЕЭС» и ведущими профильными институтами, а также рассмотрено и одобрено на заседании Научно­технического совета ОАО РАО «ЕЭС России» 17.08.2006 и решением Правления ОАО РАО «ЕЭС России» от 24.07.2006 № 1504 пр/1.
Положение обязательно для применения:
  • предприятиями электрических сетей, управляемыми Бизнес­единицей «Сети» ОАО РАО « ЕЭС России»: межрегиональными распределительными сетевыми компаниями (МРСК) и РСК;
  • научно­исследовательскими, проектными, ремонтными, строительно­монтажными и наладочными организациями, выполняющими работы применительно к объектам распределительных электрических сетей.
Положение рекомендуется для применения:
  • генерирующими компаниями, промышленными предприятиями, научно­исследовательскими, проектными институтами, ремонтными, строительно­монтажными и наладочными организациями, выполняющими работы на распределительных устройствах электрических станций, в том числе атомных, и подстанциях потребителей;
  • МРСК и РСК при разработке Схем и программ развития распределительных электрических сетей, оценке приоритетов инвестиционной политики.
В распоряжении также сказано:
  • Обеспечить включение в договоры технологического присоединения между сетевыми компаниями (ОАО «ФСК ЕЭС», РСК) требований по обеспечению выполнения технической политики в части технических решений, применяемых при новом строительстве, расширении, техническом перевооружении и реконструкции.
  • При заключении договоров технологического присоединения с потребителями, владеющими объектами распределительных сетей, а также с иными контрагентами ОАО «ФСК ЕЭС» и РСК рекомендовать включение обязательств по учету требований технической политики в части распределительного сетевого комплекса.

Руководитель разработки документа Владимир Викторович Князев и участник разработки Геннадий Степанович Боков сегодня предлагают нашим читателям тезисное ознакомление с положением о технической политике в распределительном сетевом комплексе. К сожалению, редакции пока не удалось выяснить, где и как можно будет получить полный текст документа – на данный момент наиболее доступным является файл на сайте www.mrsk­1.ru/docs/tex1.pdf.

Цель и задачи

Техническая политика в области развития сетей РСК предусматривает технологический прорыв в распределительном электросетевом комплексе, создание интеллектуальной системы управления процессом распределения электроэнергии.
Цель технической политики ОАО «ФСК ЕЭС» заключается в эффективном управлении активами компании, определении для этого оптимальных условий и основных технических направлений обеспечения надежного и безопасного электроснабжения потребителей. Для достижения поставленной цели необходимо решить комплекс задач:
  • совершенствование технологического управления сетями и применение современных методов планирования развития сетей в РСК;
  • преодоление тенденции старения основных фондов сетей РСК и электрооборудования за счет увеличения масштабов работ по их реконструкции и техническому перевооружению;
  • создание условий для применения новых технических решений и технологий в системах обслуживания, управления, защиты, передачи информации, связи и учета электроэнергии;
  • развитие методов эксплуатации с использованием современных средств диагностики, технических и информационно­измерительных систем;
  • совершенствование нормативно­технического и методического обеспечения деятельности РСК.
Общие требования
  • электрическая и экологическая безопасность функционирования сетевых объектов;
  • надежность электроснабжения с учетом требований потребителей, роста электрических нагрузок и объемов потребления электроэнергии;
  • обоснованное упрощение конструкций и схем сетевых объектов при обязательном повышении их элементной надежности;
  • нормированный уровень качества электрической энергии;
  • адаптация сетей к динамично развивающимся условиям регионов, росту электрических нагрузок, применению новых технологий обслуживания сетевых объектов и их автоматизации;
  • сокращение затрат на распределение электроэнергии;
  • применение новых информационных технологий при управлении сетями;
  • создание сетевых объектов или участков сети с интеллектуальным управлением.
Система напряжений

В рассматриваемый период в России следует приступить к переходу на более высокие классы среднего напряжения (с 6–10 кВ на 20–35 кВ). Выбор системы напряжений распределения электроэнергии должен осуществляться в процессе разработки Схем развития сетей РСК на основе анализа роста перспективных электрических нагрузок.
При новом строительстве, расширении и реконструкции сетей напряжением 6–35 кВ необходимо рассматривать варианты проектных решений сети с нейтралью, заземленной через дугогасящий реактор с автоматической компенсацией емкостных токов, и нейтралью, заземленной через резистор.

Схемы построения сетей

Необходимо:
  • применять сетевое резервирование в качестве схемного решения для повышения надежности электроснабжения с учетом планов развития генерирующих источников региона. сетевым резервированием должны быть обеспечены все подстанции 35–110 кв;
  • формировать систему электроснабжения потребителей из условия однократного сетевого резервирования.
В качестве основных линий в сетях 35–110 кВ следует применять взаимно резервируемые ВЛ 35–110 кВ с автоматическим вводом резервного питания от разных подстанций или разных шин одной подстанции, имеющей 2­стороннее независимое питание.
Основным принципом построения сетей с ВЛ 6–20 кВ следует принимать магистральный принцип, предусматривающий построение (формирование) линий электропередачи (магистралей) в разветвленной сети между двумя центрами питания через точку потокораздела (пункт АВР) с обеспечением нормированного качества напряжения всех потребителей в зоне действия магистрали при отключении одного из центров питания (послеаварийный режим).

Подстанции и распределительные устройства

Основные требования к подстанциям нового поколения:
  • создание подстанций с дистанционным управлением и контролем без постоянного обслуживающего персонала;
  • компактность, комплектность и высокая степень заводской готовности;
  • надежность подстанций при работе в различных климатических зонах;
  • применение на подстанциях электрооборудования, предназначенного для работы в экстремальных климатических условиях с учетом предельных температур;
  • комплексная автоматизация, обеспечивающая создание интегрированной АСУТП с подсистемами РЗА, коммерческого учета электроэнергии, мониторинга состояния оборудования, диагностики и управления оборудованием;
Технологические решения должны выбираться из условий:
  • сокращения площадей подстанций путем оптимизации схемно­компоновочных решений и применения жесткой ошиновки;
  • применения закрытых РУ 35–110 кВ, в том числе модульных;
  • применения металлоконструкций порталов повышенной прочности и устойчивых к коррозии, в том числе новых материалов для защиты строительных конструкций от коррозии.
При реконструкции для замены устаревшего электрооборудования следует предусматривать оборудование, прошедшее сертификацию и обладающее повышенной функциональной и эксплуатационной надежностью, экологической и технологической безопасностью, позволяющее применять дистанционное управление с удаленных диспетчерских центров при минимуме эксплуатационных затрат.
Новые конструкции КТП и ЗТП должны выполняться:
  • в бетонной или металлической оболочке с тепловой изоляцией;
  • с наружным или внутренним обслуживанием в зависимости от назначения и мощности подстанции;
  • контейнерного и модульного типов;
  • с встроенными щитами наружного освещения, позволяющими обслуживание другими организациями без захода в помещение подстанции;
  • с возможностью установки новой коммутационной аппаратуры на стороне 6–20 кВ, блоков с автоматическими выключателями на стороне 0,4 кВ;
  • с кабельными выводами.
Подстанции 6–20/0,4 кВ мощностью 10–100 кВ·А должны иметь возможность установки на опоре (подстанции столбового исполнения). При нагрузках 160 кВ·А и более рекомендуется применять конструкции подстанций закрытого исполнения или киоскового типа с воздушными и кабельными вводами.
Требования к РУ 35–220 кВ:
  • комплектные ячейки повышенной заводской готовности и комбинированные элегазовые аппараты для РУ 110–220 кВ открытого исполнения;
  • открытое исполнение РУ 220 кВ, закрытое или открытое – РУ 35–110 кВ;
  • как правило, жесткая ошиновка блочной заводской комплектации;
  • применение компактных ячеек.
Основные требования к РУ 6–20 кВ:
  • закрытое исполнение, в том числе с ячейками модульного типа на базе вакуумных выключателей;
  • в ячейках с ТН должны быть приняты меры по предотвращению резонансных повышений напряжения;
  • использование измерительных ТТ и ТН с литой изоляцией, сухих трансформаторов собственных нужд;
  • гибкая архитектура ячейки с компактной и безопасной компоновкой функциональных элементов устройства;
  • оснащение устройствами РЗА, аппаратами телеуправления, телесигнализации и приборами для определения мест междуфазных КЗ, ОЗЗ в линиях 6–20 кВ.

Силовые трансформаторы

Следует предусматривать:
  • оснащение автоматическими устройствами РПН, в том числе с микропроцессорными (МП) блоками управления;
  • оснащение современными необслуживаемыми устройствами защиты масла;
  • применение твердых вводов при номинальных токах до 2000 А;
  • возможность применения системы мониторинга состояния;
  • низкий уровень удельных технических потерь электроэнергии.
Основные требования к ТП 6–20/0,4 кВ:
  • герметичные масляные трансформаторы с уменьшенными удельными техническими потерями электроэнергии и массогабаритными параметрами;
  • трансформаторы со схемой соединения D/Yн, трансформаторы с симметрирующим устройством или звезда­зигзаг с нулем;
  • сухие трансформаторы в стесненных условиях и условиях плотной городской застройки, а также для встроенных подстанций.

Измерительные трансформаторы 6–20 кВ

Требования к измерительным трансформаторам:
  • должны иметь литую изоляцию;
  • ТТ должны иметь 2–3 вторичные обмотки;
  • конструкция ТТ и ТН должна быть рассчитана на различное рабочее положение трансформатора в шкафу КРУ или камере КСО и обеспечивать повышенную надежность, электрическую, пожарную и взрывобезопасность;
  • для систем КУЭ необходимо применять ТН класса точности 0,2;
  • конструкции электромагнитных ТН должны иметь антирезонансное исполнение.

Вольтодобавочные трансформаторы

Рекомендуется устанавливать:
  • на линиях, не отработавших срок службы, но не обеспечивающих качество электрической энергии удаленных потребителей (на «длинных линиях»);
  • на подстанциях 35–110 кВ с устройствами ПБВ, где регулирование напряжения не отвечает исходным требованиям при использовании РПН или ПБВ;
  • на распределительных и трансформаторных подстанциях 6–20 кВ совместно с конденсаторными батареями (в этом случае трансформаторы обеспечивают регулирование напряжения ±10÷15%) в зависимости от схемы соединения.

Коммутационные аппараты

В сетях напряжением 35–220 кВ следует применять:
  • элегазовые выключатели колонковые и баковые в сетях 110–220 кВ с пружинными приводами, устройством синхронной коммутации для аппаратов в цепи шунтирующих реакторов;
  • разъединители с электродвигательными приводами основных и заземляющих ножей;
  • элегазовые или вакуумные выключатели в сетях 35 кВ.
В сетях напряжением 6–20 кВ:
  • вакуумные выключатели;
  • вакуумные выключатели нагрузки наружной установки;
  • предохранители­разъединители.
В сетях напряжением 0,4 кВ:
  • выключатели наружного исполнения на токи до 250 А для секционирования ВЛ напряжением 0,38 кВ;
  • мачтовые рубильники с предохранителями до 160 А и дугогасительными камерами на ВЛ 0,38 кВ в сельских населенных пунктах;
  • автоматические выключатели 0,4 кВ исполнения У2 в РУНН подстанций столбового и киоскового исполнения.

Статические компенсирующие устройства

Следует применять:
  • реакторные группы, коммутируемые выключателями;
  • тиристорно­реакторные группы;
  • конденсаторные установки;
  • компенсирующие (с использованием фильтров) устройства;
  • статические тиристорные компенсаторы на базе силовой электроники.
Для обеспечения регулирования напряжения в сетях 35–110 кВ допускается подключение к обмотке трансформатора (автотрансформатора) нескольких реакторных групп, коммутируемых вакуумными выключателями.
С целью поддержания качества энергии и компенсации реактивной мощности переменной нагрузки, а также повышения устойчивости электропередачи в сетях 35–110 кВ, следует применять статические тиристорные компенсаторы.

Диагностика основного оборудования подстанций

В период до 2015 года в сетях РСК необходимо осуществлять:
  • внедрение неразрушающих методов контроля;
  • применение средств диагностики и мониторинга основного оборудования, обеспечивающих достоверность информации о состоянии оборудования;
  • внедрение единых информационно­диагностических систем для получения оперативного доступа к информации о техническом состоянии оборудования;
  • диагностику состояния оборудования и мониторинг преимущественно без отключения напряжения.

Перспективные технологии и технические решения

В период до 2015 года необходимо выполнить апробацию в пилотных проектах и разработать:
  • требования к трансформаторам с негорючим жидким диэлектриком и элегазовым трансформаторам;
  • требования к сверхпроводящим силовым кабелям, токоограничителям и накопителям энергии для электроснабжения крупных промышленных предприятий и мегаполисов;
  • системы заземления и схемы построения кабельных линий напряжением 6–20 кВ городов с использованием соединительных пунктов;
  • технические требования к заглубленным в землю трансформаторным подстанциям.
При новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении запрещаются к применению:
  • схемы первичных соединений ПС 35–110 кВ с отделителями и короткозамыкателями;
  • разъединители с фарфоровой опорно­стержневой изоляцией без автоматического привода 35–110 кВ;
  • воздушные выключатели и маломасляные выключатели;
  • схемы первичных соединений подстанций 35–110 кВ с беспортальным приемом воздушных линий (за исключением районов Крайнего Севера);
  • пневматические приводы для высоковольтных выключателей.
Не рекомендуются к применению:
  • мачтовые и комплектные подстанции 6–20/0,4 кВ шкафного типа с вертикальной компоновкой оборудования;
  • трансформаторы и реакторы со сроком службы менее 30 лет;
  • масляные выключатели в сетях 6–110 кВ;
  • автогазовые выключатели нагрузки;
  • вентильные и трубчатые разрядники;
  • разъединители с ручным приводом 35–110 кВ;
  • трансформаторы с емкостным делителем для систем АИИС КУЭ;
  • аккумуляторные батареи открытого исполнения.

Воздушные линии электропередачи

Основными техническими направлениями развития ВЛ являются:
  • повышение безопасности при строительстве и эксплуатации;
  • применение конструкций, элементов и оборудования, обеспечивающих надежность, оптимальные затраты при строительстве, техническом перевооружении и обслуживании в течение срока службы;
  • создание необслуживаемых и компактных воздушных линий.
Общие требования к линиям электропередачи:
  • элементы ВЛ должны быть рассчитаны на механические нагрузки с повторяемостью РКУ 1 раз в 25 лет для конкретных условий расположения сетевого объекта. В этой связи должны применяться опоры с минимальным изгибающим моментом стоек не менее 50 кН·м для ВЛ 6–20 кВ и не менее 30 кН·м – для ВЛ 0,38 кВ;
  • магистрали ВЛ 6–20 кВ необходимо выполнять с подвесными изоляторами на опорах с повышенной механической прочностью и изгибающим моментом не менее 70 кН·м. На ответвлениях от ВЛ допускается применение штыревых изоляторов;
  • ВЛ 0,38, 6–20 и 35 кВ не должны подвергаться реконструкции путем замены проводов на протяжении всего срока службы;
  • ВЛ 6–20 кВ (в отдельных случаях ВЛ 35–110 кВ) в населенной местности и лесопарковой зоне при соответствующем обосновании выполняются с использованием защищенных проводов.
При новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении запрещаются к применению:
  • неизолированные провода на ВЛ 0,38 кВ;
  • подвесные тарельчатые изоляторы типов ПФ6­А и ПФ6­Б;
  • полимерные изоляторы серии ЛП и ЛПИС с оболочкой полиолефиновой композиции;
  • стальной грозозащитный трос без антикоррозионного покрытия;
  • технологии лакокрасочных покрытий для металлоконструкций опор, не прошедшие сертификацию;
  • железобетонные стойки СВ 110­3,5 и СВ 105­3,6 на ВЛ 10–20 кВ;
  • дугозащитные рога на ВЛ с защищенными проводами.

Опоры

На ВЛ 6–20 кВ рекомендуется применять деревянные опоры, обработанные специальными консервантами, обеспечивающими срок службы не менее 40 лет.
При соответствующем обосновании допускается применение железобетонных опор с изгибающим моментом 50 кН·м и стальных многогранных опор.
На ВЛ 0,38 кВ должны применяться деревянные опоры без приставок с пропиткой консервантом, обеспечивающей срок службы не менее 40 лет. В рассматриваемый период допускается применение железобетонных опор с изгибающим моментом 30 кН·м.

Защита ВЛ от грозовых перенапряжений

Для защиты от перенапряжений ВЛ 6–35 кВ следует применять:
  • разрядники длинноискровые;
  • ограничители перенапряжений нелинейные;
  • заземление опор; сопротивление заземления не должно превышать норм.

Кабельные линии электропередачи

Прокладка кабельных линий должна осуществляться по требованиям, определяемым типом и конструкцией силового кабеля.
В парковых зонах и заповедниках при строительстве ЛЭП без вырубки просек рекомендуется подвеска силового кабеля с изоляцией из сшитого полиэтилена (высоковольтного самонесущего кабеля) на опорах ВЛ. Использование силового кабеля с изоляцией из СПЭ обеспечивает выполнение компактной ЛЭП «единого исполнения» при переходах под землей, по дну водоемов или над землей.
В кабельных линиях 35–220 кВ необходимо применять в основном силовой кабель с изоляцией из сшитого полиэтилена.
В кабельных линиях 6–20 кВ необходимо использовать в порядке ранжирования:
  • силовые кабели с изоляцией из СПЭ различных конструкций, в том числе одножильные, а также силовые кабели с изоляцией, не распространяющей горение, с низким выделением токсичных газов;
  • силовые кабели с бумажно­масляной изоляцией, пропитанной нерасслаивающимся специальным составом, и кабели с бумажной изоляцией, пропитанной нестекающей синтетической массой.
Для ограничения перенапряжений, локализации развития повреждений, повышения безопасности и надежности КЛ следует применять:
  • в действующих сетях – плавно регулируемые дугогасящие реакторы с автоматическими регуляторами настройки компенсации;
  • во вновь строящихся сетях – плавно регулируемые ДГР с автоматическими регуляторами настройки компенсации, а также резистивное заземление нейтрали.
При новом строительстве, реконструкции и техническом перевооружении запрещаются к применению на КЛ:
  • все типы кабелей исполнения «нг», не удовлетворяющие современным требованиям по показателям пожарной безопасности и из­за содержания больших концентраций токсичных продуктов горения;
  • кабельное оборудование с бумажно­масляной изоляцией.

Устройства релейной защиты и автоматики

Новые системы и аппараты РЗА должны обеспечивать:
  • снижение времени отключения токов КЗ на основе повышения быстродействия устройств защиты;
  • выявление повреждений элементов сети на ранних стадиях их возникновения путем повышения чувствительности устройств РЗА;
  • контроль частоты в сетях 35–110 кВ;
  • повышение надежности функционирования устройств РЗА в результате применения:
    • встроенной в устройства непрерывной диагностики;
    • цифровых каналов связи, включая волоконно­оптические;
    • дублированных каналов связи для передачи аварийных сигналов и команд.
Выполнение перечисленных выше требований в наибольшей степени может быть обеспечено внедрением устройств РЗА с использованием МП элементной базы.
В новых устройствах защиты необходимо предусматривать:
  • дублирование комплектов защиты для ответственных объектов;
  • более совершенные датчики тока и напряжения, датчики неэлектрических параметров, характеризующие физическое состояние объекта;
  • применение в обоснованных случаях автономного питания МП РЗА от трансформаторов тока и напряжения.

РЕЖИМЫ РАБОТЫ СЕТЕЙ И УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ

Для проверки соответствия рекомендуемой схемы сети требованиям надежности электроснабжения выполняются расчеты послеаварийных и других (характерных) режимов.
Расчеты электрических сетей должны выполняться для нормального, аварийного и послеаварийного режима сети.
Задачи расчета:
  • определение оптимальных точек потокораздела;
  • проверка работоспособности сети для рассматриваемого расчетного уровня нагрузок (в нормальном и послеаварийном режиме);
  • выбор схем и параметров сети, оценка загрузки элементов сети;
  • проверка выполнения требований к качеству напряжений и выбора средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности;
  • разработка экономически обоснованных мероприятий по снижению потерь мощности и электроэнергии в сетях;
  • разработка мероприятий по повышению пропускной способности.

Эксплуатация электрических сетей

Переход к ремонтам на принципах выполнения работ по критериям технического состояния сетевого объекта с определением минимума его характеристик. Основные требования:
  • минимум продолжительности отключения потребителей;
  • внедрение надежных методов и средств диагностики текущего технического состояния оборудования сетей РСК без вывода оборудования из работы;
  • оптимизация запасов электрооборудования по условиям надежности и риска отказа;
  • механизация выполнения работ на сетевых объектах;
  • техническое обслуживание и ремонты в электрических сетях под напряжением.
Решение о продлении сроков эксплуатации должно приниматься на основании функциональной диагностики (оценки работоспособности с учетом вероятных дефектов и вероятности их развития до отказа).
Планирование ремонтов должно осуществляться на основе:
  • методов дистанционного контроля и возможности изменения схем питания сетей;
  • совершенствования структур управления и обслуживания;
  • анализа показателей технического состояния оборудования и объектов до и после ремонта по результатам диагностики;
  • регулярного проведения тренировок персонала.
Для перехода к ТОиР под напряжением необходимо:
  • применять упрощенные конструкции коммутационных аппаратов с видимым разрывом и заземляющими устройствами;
  • использовать соединения элементов сети, приспособленные для удобного отсоединения и подключения под напряжением;
  • применять электроаппараты, предназначенные для обслуживания под напряжением, с достаточным ресурсом на отключение токов КЗ.

Программа реконструкции и технического перевооружения сетей РСК

Объединяет ряд мероприятий, предусматривающих:
  • повышение сетевой надежности;
  • обеспечение надежности электроснабжения и качества электрической энергии;
  • снижение потерь электроэнергии в сетях;
  • повышение пропускной способности сетей;
  • обеспечение безопасности и эффективности эксплуатации сетей;
  • сводные показатели объемов нового строительства, расширения, реконструкции и технического перевооружения, в том числе развития АИИС КУЭ и автоматизации сетей (создания АСУТП подстанций).
Основные мероприятия по повышению надежности в сетях 6–20 кВ:
  • совершенствование структуры сети:
  • повышение надежности участков сети посредством замены ответственных элементов на новую элементную базу, позволяющую уменьшить риски повреждений;
  • создание оптимального аварийного запаса опор, проводов и других материалов (конструкций) для проведения ремонтов;
  • внедрение современной системы механизации и связи для сокращения времени восстановления ЛЭП после аварии, а также для прогнозирования аварийных ситуаций;
  • заранее проработанная логистика работы аварийных бригад.
Мероприятия по обеспечению качества электроэнергии:
  • организация мониторинга качества электроэнергии в РСК;
  • принятие мероприятий по оснащению сетевых объектов устройствами РПН;
  • введение системы сертификации качества электроэнергии.

Мероприятия по повышению эффективности и безопасности эксплуатации электрических сетей

Обслуживание сетевых объектов должно проходить на принципах выполнения работ по критериям технического состояния и минимума продолжительности отключения потребителей.
Техническое обслуживание и регламент проведения работ должны рассчитываться на основе:
  • наличия оборудования и материалов, дающих возможность организовывать своевременные ремонты и быстрое проведение аварийно­восстановительных работ;
  • регулярных обследований состояния сетевых объектов;
  • использования авторизованного ремонтного и испытательного оборудования.

Мероприятия по снижению потерь электроэнергии

Стратегическая цель – изменить тенденцию роста потерь электроэнергии и снизить суммарные потери в сетях всех напряжений к 2015 году до уровня 10%, в том числе к 2010 году – до 13%.
Цель может быть достигнута в результате:
  • оптимизации режимов сетей и совершенствования их эксплуатации;
  • ввода в работу энергосберегающего оборудования;
  • совершенствования расчетного и технического учета, метрологического обеспечения измерений электроэнергии;
  • уточнения расчетов нормативов потерь и балансов электроэнергии по фидерам, центрам питания и электрической сети в целом;
  • выявления, предотвращения и снижения хищений электроэнергии;
  • совершенствования организации работ, стимулирования снижения потерь электроэнергии, повышения квалификации персонала, контроля эффективности его деятельности.

Мероприятия по повышению пропускной способности сетей

Мероприятия по повышению пропускной способности должны разрабатываться при подготовке Схем развития сетей РСК с учетом планов развития генерирующих источников региона или Схем развития сетей РЭС.
В периоды между разработкой Схем развития сетей повышение пропускной способности сетей 0,4 и 6–20 кВ следует обеспечивать в основном посредством:
  • строительства разгрузочных подстанций;
  • подвески дополнительных цепей на опорах действующих ВЛ, адаптированных к росту механических нагрузок;
  • установки вольтодобавочных трансформаторов в точках ВЛ 6–20 кВ, в которых потери напряжения превышают допустимые значения.




Очередной номер | Архив | Вопрос-Ответ | Гостевая книга
Подписка | О журнале | Нормы. Стандарты | Проекты. Методики | Форум | Выставки
Тендеры | Книги, CD, сайты | Исследования рынка | Приложение Вопрос-Ответ | Карта сайта




Rambler's Top100 Rambler's Top100

© ЗАО "Новости Электротехники"
Использование материалов сайта возможно только с письменного разрешения редакции
При цитировании материалов гиперссылка на сайт с указанием автора обязательна

Segmenta Media создание и поддержка сайта 2001-2021