квл 220 кв что это

Квл 220 кв что это

	ЭЛСИ: НАДЕЖНОСТЬ, ЭКОНОМИЧНОСТЬ И ЭКОЛОГИЧНОСТЬ ВЛ 110–220 кВ. Комплекс инноваций Юрий Гунгер, председатель совета директоров ГК «ЭЛСИ» Геннадий Данилов, генеральный директор ЗАО «ФЕНИКС-88» Юрий Лавров, зав. кафедрой ТЭВН Новосибирского ГТУ В электросетевом комплексе РФ всё больше внимания уделяется внедрению инновационных решений, позволяющих сооружать воздушные линии (ВЛ) с улучшенными технико-экономическими и экологическими показателями. База для этой работы заложена в ряде документов, которыми руководствуется ОАО «ФСК ЕЭС». В Положении о технической политике ФСК ЕЭС, в разделе «Воздушные линии электропередачи», отмечается, что одна из основных задач электросетевого строительства – достижение максимальной компактности ВЛ. Этот же документ рекомендует применение для ВЛ 220 кВ полимерных консольных изолирующих подвесок. Основные положения (Концепция) технической политики в электроэнергетике России до 2030 г. предусматривают при создании сетей нового поколения снижение металлоемкости подстанций и ВЛ. Кроме того, в [1] говорится о необходимости при проектировании ВЛ обеспечить оптимальное использование земли и лесных угодий. Всем этим требованиям отвечают совместные разработки компаний «ЭЛСИ Стальконструкция», «Феникс-88» и Новосибирского государственного технического университета, повышающие эффективность, экономичность и эксплуатационную надежность ВЛ 110–220 кВ. К основным инновационным решениям при сооружении ВЛ нового поколения можно отнести изолирующие траверсы (ИТ), узкобазовые быстромонтируемые опоры, новые конструкции фундаментов и линейные защитные аппараты (ЛЗА), встроенные в ИТ. Преимущества новых технических решений Максимальная эффективность от применения изолирующих траверс будет достигаться при их внедрении совместно с узкобазовыми конструкциями опор. В этом случае применение изолирующих траверс позволит: Применение узкобазовых быстромонтируемых опор позволит: ЛЗА, встроенные в ИТ, позволят дополнительно повысить грозоупорность ВЛ и отказаться от применения грозозащитных тросов, что облегчит конструкцию опоры, исключит аварии из-за падения оборванного грозозащитного троса на провода ВЛ и снизит затраты на монтаж при сооружении ВЛ. Новые конструкции фундаментов с использованием свай из одиночных труб, винтовых узко-широколопастных свай, а также группы свай, объединенных металлическим ростверком, расширяют возможности сооружения ВЛ в районах со сложными грунтами. Разработанные «ЭЛСИ Стальконструкцией» фундаменты с применением болтовых соединений облегчают монтаж опор в полевых условиях при низких температурах. КВЛ: зарубежная практика Начиная с 1960-х гг. за рубежом делались многократные попытки создания компактных ВЛ (КВЛ) с использованием ИТ. Первые конструкции не удовлетворяли требованиям эксплуатации ввиду отказов полимерных изоляторов (ПИ), обусловленных низким качеством технологии их изготовления и непониманием электрофизических процессов, приводящих к отказам ПИ [2]. К 2000 г. за рубежом и у нас в стране были решены принципиальные вопросы новой технологии изготовления ПИ и методов их испытаний, что значительно повысило надежность эксплуатации ПИ (изолирующих траверс) и позволило сооружать КВЛ с высокими технико-экономическими показателями. Совместное применение ИТ и узкобазовых опор позволяет создать КВЛ, привлекательность которых обусловлена следующими обстоятельствами. – За счет сближения расположения проводов посредством их жесткого крепления на ИТ и применения при необходимости межфазных изолирующих распорок уменьшается волновое сопротивление линии и, как следствие, увеличивается предел передаваемой мощности при том же номинальном напряжении ВЛ, т.е. можно передать большую мощность по ВЛ без перехода на увеличенное сечение провода. – КВЛ более экологичны, т.к. существенно снижается напряженность электрического и магнитного полей под и вблизи трассы ВЛ, а также уменьшается ширина просеки в лесных массивах и снижаются затраты на ее расчистку [3]. – Относительно небольшие пролеты и невысокие облегченные быстромонтируемые опоры увеличивают грозоупорность КВЛ благодаря установке ЛЗА и естественному экранированию линии окружающим ландшафтом. В последние 10–15 лет за рубежом все чаще сооружают одноцепные и двухцепные КВЛ различных классов напряжения. Например, КВЛ 400 кВ компании ABB&STRI, трасса которой проходит по Норвегии, Швеции и Финляндии [4]. В качестве базовых промежуточных опор на этой КВЛ использованы узкобазовые опоры небольшой высоты (до 19 м). Вместо горизонтального расположения проводов с расстоянием между фазами 8 м выполнили их взаимное расположение треугольником с расстоянием между фазами 6,4 и 5,4 м (рис. 1а, б). Для повышения грозоупорности ВЛ отказались от применения грозотроса, а на верхней (вертикальной) изолирующей траверсе установили ЛЗА (рис. 1в). При этом небольшая высота опоры дополнительно повышает грозоупорность ВЛ. Жесткая фиксация провода существенно сокращает расстояние от провода до стойки опоры. Ширина лесной просеки для КВЛ значительно меньше, чем для традиционной ВЛ (рис. 1д, е), а сближение проводов привело к максимально возможной компенсации электрического и магнитного полей разноименных фаз, что позволило провести трассу КВЛ 400 кВ в населенной местности, а не в обход (рис. 1г). Рис.1. КВЛ 400 кВ, выполненная ABB&STRI с использованием изолирующих траверс и узкобазовых опор КВЛ: российские нормативы Следует отметить, что конструктивно выполнить ВЛ нового поколения компактными, экономичными и экологически безопасными возможно при корректировке некоторых положений ПУЭ седьмого издания. В частности, необходимо оговорить возможность следующих решений: Изоляционные габариты зарубежной КВЛ 400 кВ (рис. 1) между стойкой опоры и проводом (расстояние в свету) составляют 2,8–2,9 м. Очевидно, что учет зарубежного опыта по применению сниженных изоляционных расстояний в КВЛ приведет к сооружению более эффективных отечественных компактных линий электропередачи. Отечественные элементы КВЛ В настоящее время на российском рынке представлены несколько моделей узкобазовых опор, например, опоры из гнутого стального профиля предлагает ЭЛСИ (рис. 2). Рис. 2. Узкобазовые быстромонтируемые опоры конструкции ЭЛСИ Компания «Феникс-88» разработала первые варианты ИТ консольного типа для ВЛ 110–220 кВ c учетом требований [5]. Траверсы крепятся к стойке опоры с помощью двух специальных узлов, один из которых выполнен с фиксированной жесткостью крепления для обеспечения поворота траверсы вдоль оси ВЛ при обрыве провода (рис. 3а). Последнее обстоятельство уменьшает материалоемкость опоры за счет исключения этого расчетного аварийного режима при ее конструировании. Расчеты показали, что при замене металлических траверс на изолирующие вес опоры типа ПС220П-1М для одноцепной ВЛ 220 кВ снижается на 24%, а при использовании ИТ со встроенными ЛЗА – на 31%. Рис. 3. Эскиз конструкции ИТ (а) и узлы ее крепления к стойке узкобазовой опоры (б, в) Конструкторы компаний «ФЕНИКС-88» и «ЭЛСИ Стальконструкция» разработали узлы крепления ИТ к стойке узкобазовой опоры (рис. 3б,в) и провели на полигоне ЭЛСИ механические испытания ИТ и узлов крепления. Для повышения эффективности КВЛ 220 кВ одноцепного исполнения прорабатывается перспективная конструкция узкобазовой опоры без тросостойки, с треугольным расположением проводов на ИТ и установкой ЛЗА на верхней фазе (рис. 4). Рис. 4. Одна из конструкций КВЛ 220 кВ с применением ИТ и узкобазовых опор с установкой ЛЗА на верхней фазе Перспективы применения изолирующих траверс Конструктивно ИТ включают в себя элементы линейной полимерной изоляции (ПИ) – стеклопластиковый стержень и кремнийорганическую покрышку. К достоинствам ПИ относятся меньший вес, удобство транспортировки и монтажа, антивандальная устойчивость. Вместе с тем более широкому применению ПИ препятствуют: неопределенность фактического срока службы в связи с отсутствием достаточного опыта их эксплуатации в различных климатических условиях, заводские дефекты, а также сложная и длительная процедура обнаружения изолятора, поврежденного в результате электрического пробоя вдоль границы между стеклопластиковым стержнем и силиконовой покрышкой. При этом согласно [6, 7] опыт эксплуатации ПИ с кремнийорганической оболочкой в целом признается успешным, хотя радикального перехода от стеклянных изоляторов к ПИ ожидать не следует. В последнее время на смену ПИ второго поколения приходят изоляторы третьего поколения с улучшенными механическими и диэлектрическими характеристиками. В связи с этим можно предположить, что в ближайшем будущем на ВЛ напряжением 110 и 220 кВ будет применяться полимерная изоляция третьего поколения. При внутреннем пробое ПИ (по границе раздела полимерной оболочки и стеклопластикового стержня) полимерная оболочка, как правило, остается неповрежденной, что затрудняет поиск поврежденного ПИ, хотя определенные наработки в этой области есть. Например, в [8] предлагается дополнить конструкцию ПИ пиропатроном, который детонирует при протекании по изолятору тока электрического разряда и разрушает полимерную оболочку, позволяя визуально определить поврежденный изолятор. В [9] рассматривается вариант установки на ПИ шапки из специального стекла, которое при увеличении напряженности электрического поля меняет свой цвет, сигнализируя о необходимости замены ПИ. В настоящее время ЗАО «Феникс-88» работает над созданием аппаратного беспроводного диагностического комплекса на базе сети ZigBee, который позволит осуществлять в том числе и диагностику ПИ и ИТ. Специалисты СибНИИЭ разработали систему мониторинга разрядов молнии и грозовой обстановки на трассах ВЛ. Система автоматически регистрирует и сохраняет в базе данных информацию о ситуации на ВЛ, в т.ч. о КЗ, которые могут быть обусловлены как перекрытием линейной изоляции ВЛ при грозовом поражении, так и внутренним пробоем ПИ. Точность определения места КЗ на ВЛ – один пролет (примерно 300 м). Можно предположить, что в ближайшем будущем повышение качества ПИ и новые методы их диагностики приведут к практическому внедрению изолирующих траверс. Вывод Внедрение инновационных технических решений при сооружении ВЛ должно базироваться на комплексном подходе, когда одновременно применяются новые разработки и конструктивные элементы на стадии проектирования конкретных ВЛ: узкобазовые опоры; более совершенные конструкции фундаментов; ИТ с параметрами, характерными для ПИ третьего поколения; ИТ со встроенными защитными аппаратами от грозовых перенапряжений; системы постоянного мониторинга технического состояния и обнаружения поврежденного ПИ. Такой подход позволит сооружать ВЛ напряжением 110–220 кВ с улучшенными технико-экономическими и экологическими показателями. Литература

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

Источник

Как определить напряжение ЛЭП?

Большинство обывателей никогда не задумывается об окружающих их линиях электропередач. Чаще всего такое отношение обуславливается отсутствием практического использования этого знания в быту, однако в некоторых ситуациях такая осведомленность может обезопасить от поражения электрическим током и даже спасти жизнь. Поэтому далее мы рассмотрим, как определить напряжение ЛЭП посредством доступных вам факторов.

Классификация ВЛ

Специалисты в области электротехники прекрасно ориентируются не только в обслуживаемых электроустановках, но и в мерах безопасности, которые необходимо соблюдать при выполнении работ и нахождении в непосредственной близи от трасы ВЛ. Однако если вам чужды понятия электробезопасности в части эксплуатации электроустановок, то все попытки порыбачить под опорами ВЛ или произвести какие-либо погрузочно-разгрузочные работы в охранной зоне могут закончиться плачевно.

Именно для предотвращения поражения электрическим током все ваши действия должны производиться в безопасной зоне. Чтобы определить это пространство или зону ЛЭП, вы должны иметь хотя бы элементарные представления о существующих разновидностях.

Все ЛЭП можно разделить по нескольким категориям в зависимости от величины номинального напряжения:

В целях безопасности для каждого из типа линий предусмотрено расстояние вдоль воздушных ЛЭП, как на постоянной основе, так и при выполнении каких-либо работ. Эти величины регламентированы п.1.3.3 «Правил Охраны Труда При Работе В Электроустановках«, которые приведены в таблице ниже:

Таблица: допустимые расстояния до токоведущих частей, находящихся под напряжением

Определение напряжения ЛЭП

Разумеется, что кабельные линии электропередач в большинстве своем скрыты, да и находящиеся на открытом воздухе далеко не всегда можно различить визуально.

А вот воздушные линии можно определить по:

Поэтому далее рассмотрим систему определения величины напряжения ЛЭП по основным визуальным критериям.

По количеству проводов

В зависимости от числа проводов все ЛЭП подразделяются таким образом:

По внешнему виду опор

Помимо этого, многое можно сказать о напряжении в ЛЭП по виду установленных опор. Как указано в таблице выше, каждый номинал напряжения имеет допустимое минимальное безопасное расстояние. Поэтому, чем он больше, тем выше располагаются провода. Соответственно, габариты и конструкция опоры должна обеспечивать допустимые расстояния в стреле провеса.

Сегодня опоры подразделяются по материалу, из которого они изготовлены:

По конструктивному исполнению встречаются:

Внешнему виду и числу изоляторов

Чем выше напряжение в ЛЭП, тем большей электрической прочностью должны обладать изоляторы. Соответственно сопротивление электрическому току повышается за счет увеличения длины пути тока утечки, чем выше напряжение, тем больше сам изолятор, тем больше ребер расположено на рубашке, помимо этого ребра могут усиливаться несколькими кольцами. Еще одним приемом для повышения диэлектрической устойчивости ЛЭП по отношению к опоре является сборка из нескольких последовательно включенных изоляторов – гирлянда ВЛ.

Чем больше гирлянды изоляторов, тем выше разность потенциалов они могут выдержать, однако не стоит путать с параллельно собранными изоляторами, они предназначены для повышения надежности в местах прохода ЛЭП над дорогами, другими линиями, коммуникациями и сооружениями.

Фото примеры внешнего вида

Чтобы сопоставить изложенную выше информацию с ее практической реализацией следует разобрать особенности каждого класса напряжения. Для лучшего понимания, как неискушенному обывателю с первого взгляда определить величину напряжения в ЛЭП, рассмотрим наиболее распространенные примеры.

ВЛ-0.4 кВ

Это линии минимального напряжения, передающие питание к бытовым нагрузкам, опоры выполнены железобетонными или деревянными конструкциями. Изоляторы, как правило, штыревые из фарфора или стекла по одному на каждой консоли, число проводов 2 или 4, размеры охранной зоны составляют 10м.

ВЛ-10 кВ

Эти линии не сильно отличаются от низкого напряжения, как правило, имеют 3 провода, также располагаются на железобетонных стойках, значительно реже на деревянных. Охранная зона для ЛЭП 6, 10кВ составляет также 10м, изоляторы немного больше, имеют более ярко выраженную юбку и ребра.

ВЛ-10кВ

ВЛ-35 кВ

Линии переменного тока на 35кВ устанавливаются на металлические или железобетонные конструкции, оснащаются крупными изоляторами штыревого или подвесного типа (гирлянда от 3 до 5 штук). Могут иметь разделение на несколько линий – три или шесть проводов на опоре, охранная зона составляет 15м.

ВЛ-35кВ

ВЛ-110 кВ

Конструкция опоры для ЛЭП 110кВ идентична предыдущей, но для подвешивания проводов применяется гирлянда из 6 – 9 изоляторов. Охранная зона составляет 20м.

ВЛ-110кВ

ВЛ-220 кВ

Для каждой фазы ЛЭП выделяется только один провод, но он значительно толще, чем при напряжении 110кВ, допустимое приближение не менее 25м. В гирлянде чаще всего 10 или 14 изоляторов, но в некоторых ситуациях встречаются конструкции из двух гирлянд по 20 единиц.

ВЛ-220кВ

ВЛ-330 кВ

ЛЭП с напряжением 330кВ для передачи допустимой мощности уже используют расщепление, поэтому в каждой фазе присутствует два провода. В гирлянде от 16 до 20 изоляторов, охранная зона составляет 30м.

ВЛ-330кВ

ВЛ-500 кВ

Такие ЛЭП сверхвысокого напряжения имеют расщепление на 3 провода для каждой фазы, в гирляндах устанавливается более 20 единиц. Охранная зона также 30м.

ВЛ-500кВ

ВЛ-750 кВ

Здесь применяются исключительно металлические опоры, в каждой фазе используется от 4 до 5 расщепленных жил в форме квадрата или пятиугольника. Изоляторов также более 20, а допустимое приближение ограничено территорией в 40 м.

ВЛ-750кВ

ВЛ-1150 кВ

Такая ЛЭП редко встречается, но в ее фазах расщепление состоит из 8 жил, расположенных по кругу. Гирлянды содержат около 50 изоляторов, а охранная зона составляет 55 м.

ВЛ-1150кВ

Источник

Квл 220 кв что это

Об актуальных изменениях в КС узнаете, став участником программы, разработанной совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу выдаются удостоверения установленного образца.

Программа разработана совместно с АО «Сбербанк-АСТ». Слушателям, успешно освоившим программу, выдаются удостоверения установленного образца.

Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 30 апреля 2008 г. № 216 «Об утверждении Методических рекомендаций по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства»

В соответствии с Положением о Министерстве промышленности и энергетики Российской Федерации, утвержденным постановлением Правительства Российской Федерации от 16 июня 2008 г. N 284 (Собрание законодательства Российской Федерации, 2004, N 25, ст. 2566; N 38, ст. 3803; 2005, N 5, ст. 390; 2008, N 10 (часть 2), ст. 936; N 13, ст. 1309) приказываю:

1. Утвердить прилагаемые Методические рекомендации по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства.

2. Контроль за исполнением настоящего приказа возложить на заместителя Министра А.В. Дементьева.

Методические рекомендации
по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства
(утв. приказом Министерства промышленности и энергетики РФ от 30 апреля 2008 г. N 216)

I. Общие положения

Настоящие Методические рекомендации не распространяются на порядок определения параметров схем выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов, разрабатываемых заявителями, сетевыми организациями или привлеченными ими лицами для обеспечения выдачи мощности генерирующих объектов, определения технических условий их технологического присоединения к объектам электросетевого хозяйства и обеспечения надежного функционирования объектов электроэнергетики в зоне расположения данных генерирующих объектов.

2. В Методических рекомендациях используются следующие понятия и обозначения:

3. К предварительным параметрам относятся:

количество и номинальная мощность присоединяемых генерирующих объектов (штук, МВт);

количество и класс напряжения существующих РУ генерирующих объектов (штук, кВ);

количество и класс напряжения новых РУ генерирующих объектов (штук, кВ);

количество сооружаемых генераторных ячеек для РУ каждого класса напряжения (штук);

количество и мощность устанавливаемых трансформаторов связи (штук, МВхА);

перечень узловых подстанций, которые используются при формировании предварительной схемы выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов, и их класс напряжения (кВ);

количество и класс напряжения существующих ЛЭП, входящих в предварительную схему выдачи мощности генерирующих объектов (штук, кВ);

количество, класс напряжения и протяженность сооружаемых ЛЭП (штук, кВ, км), достаточных для формирования предварительной схемы выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов (в привязке к узловой подстанции);

количество ячеек трехфазного выключателя РУ, ячеек управляемого шунтирующего реактора и ячеек (авто) трансформаторного оборудования;

предельные сроки выполнения отдельных мероприятий по технологическому присоединению строящейся (реконструируемой) электростанции к объектам электросетевого хозяйства (по перечню, указанному в пункте 19 настоящих Методических рекомендаций).

4. Исходными данными для определения предварительных параметров являются:

а) предполагаемое место расположения генерирующих объектов, планируемых к строительству (реконструкции);

б) количество и номинальная мощность планируемых к установке генерирующих объектов, сумма номинальных мощностей существующих генерирующих объектов;

в) класс напряжения РУ, к которым присоединяются ЛЭП по предварительной схеме выдачи мощности генерирующего объекта, соответствующий требованиям раздела III настоящих Методических рекомендаций;

г) карта-схема электрических сетей в районе (предполагаемого) места расположения генерирующих объектов, планируемых к строительству (реконструкции), с географической привязкой объектов электроэнергетики;

д) нормальная схема соединений электрической сети энергосистемы в районе предполагаемого места расположения генерирующих объектов, планируемых к строительству (реконструкции).

При этом данные, указанные в подпунктах «а», «б» и «в» настоящего пункта, предоставляются сетевой организации заявителем.

Информация, предусмотренная подпунктами «г» и «д» настоящего пункта, предоставляется заявителю сетевой организацией, к объектам электросетевого хозяйства которой осуществляется технологическое присоединение генерирующих объектов заявителя.

5. Последовательность действий при определении предварительных параметров выдачи мощности строящихся генерирующих объектов определяется приложением 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

Последовательность действий при определении предварительных параметров выдачи мощности реконструируемых генерирующих объектов определяется приложением 3 к настоящим Методическим рекомендациям.

II. Общие условия определения предварительной схемы выдачи мощности

6. Предварительная схема выдачи мощности определяется с учетом необходимости соблюдения следующих условий:

а) достаточность пропускной способности ЛЭП, входящих в предварительную схему выдачи мощности электростанции, которая обеспечивается, если сумма номинальных мощностей всех генерирующих объектов электростанции не превышает пропускную способность предварительной схемы выдачи мощности электростанции, определяемую в соответствии с пунктом 7 настоящих Методических рекомендаций;

б) достаточность предварительной пропускной способности РУ электростанции, которая обеспечивается, если сумма номинальных мощностей генерирующих объектов электростанции, подключенных (подключаемых) к данному РУ, не превышает предварительную пропускную способность РУ электростанции, определяемую в соответствии с пунктом 8 настоящих Методических рекомендаций;

в) достаточность трансформаторов РУ, которая обеспечивается, если номинальная мощность наиболее крупного генерирующего объекта (генератора) электростанции, подключенного (подключаемого) к данному РУ, не превышает предварительную пропускную способность трансформаторов этого РУ, определяемую в соответствии с пунктом 9 настоящих Методических рекомендаций.

7. Пропускная способность предварительной схемы выдачи мощности электростанции определяется как сумма предварительных максимальных мощностей, передаваемых по ЛЭП всех классов напряжения, отходящих от электростанции, как существующих, так и новых, строительство которых предусмотрено инвестиционной программой сетевой организации (если плановые сроки ввода таких ЛЭП в эксплуатацию наступают ранее срока ввода в эксплуатацию соответствующего генерирующего объекта) или учитывается при определении размера платы за технологическое присоединение данного строящегося (реконструируемого) генерирующего объекта к объектам электросетевого хозяйства.

8. Предварительная пропускная способность РУ электростанции определяется как сумма предварительных максимальных мощностей, передаваемых по ЛЭП, отходящих от данного РУ, и предварительной пропускной способности трансформаторов данного РУ.

При этом учитываются ЛЭП и РУ, как входящие в действующую схему выдачи мощности электростанции (при строительстве (реконструкции) генерирующих объектов на существующей электростанции), так и новые, необходимые для обеспечения выдачи дополнительной мощности.

9. Предварительная пропускная способность трансформаторов РУ электростанции определяется как сумма номинальных мощностей трансформаторов (автотрансформаторов) связи, посредством которых осуществляется связь данного РУ с РУ более высоких классов напряжения, за вычетом мощности наиболее мощного из них, умноженная на коэффициент мощности (cos *), равный 0,85.

При этом учитываются РУ, входящие в действующую схему выдачи мощности электростанции (при строительстве (реконструкции) генерирующих объектов на существующей электростанции), и новые РУ, необходимые для обеспечения выдачи дополнительной мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов.

III. Условия определения предварительных параметров распределительных устройств

10. Количество РУ строящейся (реконструируемой) электростанции определяется исходя из условий достаточности трансформаторов РУ и достаточности предварительной пропускной способности РУ электростанции, устанавливаемых в соответствии с подпунктами «б» и «в» пункта 6 настоящих Методических рекомендаций.

При этом необходимо соблюдать следующие условия:

а) пропускная способность всего комплекса электротехнического оборудования, посредством которого строящийся (реконструируемый) генерирующий объект присоединяется к РУ электростанции, должна обеспечивать выдачу полной номинальной мощности генерирующего объекта до шин указанного РУ;

б) присоединение новых генерирующих объектов (генераторов) осуществляется к РУ следующих классов напряжения:

в) в случае отсутствия на реконструируемой электростанции РУ требуемого класса напряжения для присоединения новых генерирующих объектов предусматривается сооружение нового РУ этого класса;

г) при строительстве (реконструкции) электростанции с двумя и более РУ связь РУ электростанции осуществляется с применением двух и более трансформаторов (автотрансформаторов) номинальной мощностью не менее номинальной мощности наиболее крупного генератора (энергоблока) электростанции, подключенного к РУ более низкого напряжения.

11. Классы напряжения РУ предварительной схемы выдачи мощности электростанции определяются в соответствии со шкалой номинальных напряжений, принятых в Единой энергетической системе России и технологически изолированных территориальных электроэнергетических системах:

IV. Условия определения предварительных параметров линий электропередачи

12. Количество предполагаемых к строительству ЛЭП, необходимых для обеспечения выдачи мощности строящейся (реконструируемой) электростанции, определяется исходя из условия достаточности пропускной способности указанных ЛЭП, устанавливаемой в соответствии с подпунктом «а» пункта 6 настоящих Методических рекомендаций.

При этом необходимо соблюдать следующие условия:

а) предполагаемые к строительству ЛЭП должны соединять РУ электростанций с узловыми подстанциями, обладающими следующими характеристиками:

при суммарной мощности электростанции свыше 30 МВт:

высшим классом напряжения 110 или 220 кВ с присоединением по высшему классу напряжения не менее трех линий электропередачи и не менее двух трансформаторов (автотрансформаторов) или

высшим классом напряжения 330 кВ и более с присоединением по высшему классу напряжения не менее двух линий электропередачи и не менее одного автотрансформатора;

б) соединение РУ электростанции с одной узловой подстанцией производится не более чем четырьмя цепями ЛЭП одного класса напряжения;

в) не должны использоваться ЛЭП с трехцепными и более опорами.

13. При отсутствии на электростанции РУ в качестве РУ электростанции принимается ближайшая узловая подстанция, имеющая тот класс напряжения, на котором производится присоединение нового генерирующего объекта.

14. Классы напряжения ЛЭП предварительной схемы выдачи мощности электростанции определяются в соответствии со шкалой номинальных напряжений, указанной в пункте 11 настоящих Методических рекомендаций.

15. Протяженность ЛЭП предварительной схемы выдачи мощности электростанции определяется как расстояние по прямой между географическими координатами реконструируемой электростанции (предполагаемого места расположения строящейся электростанции) и географическими координатами узловой подстанции (подстанций), выбранной заявителем и согласованной сетевой организацией в порядке, предусмотренном договором об осуществлении технологического присоединения. При этом при установлении протяженности ЛЭП необходимо обеспечивать ее соответствие предельным значениям длины ЛЭП, предусмотренным приложениями 1 и 4 к настоящим Методическим рекомендациям.

16. В случае расположения электростанции (земельного участка, предоставленного для строительства электростанции) в зоне плотной городской либо промышленной застройки, где прокладка трассы ВЛ невозможна, для подключения ЛЭП к электростанции может предусматриваться строительство КЛ либо КВЛ, при этом необходимо, чтобы длина кабельных участков не превышала предельные значения длины, определенные приложением 1 к настоящим Методическим рекомендациям.

17. Определенные в соответствии с настоящим разделом предварительные параметры ЛЭП должны соответствовать условиям допустимости применения найденного состава ЛЭП, указанным в приложении 2 к настоящим Методическим рекомендациям.

18. Количество ячеек трехфазного выключателя РУ, ячеек управляемого шунтирующего реактора и ячеек (авто) трансформаторного оборудования должно соответствовать количеству ЛЭП, рассчитанному в соответствии с пунктом 12 настоящих Методических рекомендаций.

При этом в состав ячеек выключателей включаются высоковольтные элегазовые выключатели, разъединители, трансформаторы тока, трансформаторы напряжения и оборудование релейной защиты ячейки выключателя. В состав ячеек трансформаторов (реакторов) включаются трансформаторы (реакторы), ограничители перенапряжения и оборудование релейной защиты трансформатора (реактора).

V. Рекомендуемые сроки осуществления мероприятий по технологическому присоединению генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства

19. Мероприятия по технологическому присоединению генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства рекомендуется осуществлять с соблюдением следующих сроков:

1) в случае если договором об осуществлении технологического присоединения обязанность за разработку схемы выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов возложена на сетевую организацию:

5) сроки выполнения технических условий, в том числе выполнения работ по проектированию и строительству (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства, определяемые в соответствии с приложением 5 к настоящим Методическим рекомендациям в зависимости от необходимости строительства (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства, определяемой исходя из прочих предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов.

Приложение 1
к Методическим рекомендациям по
определению предварительных параметров
выдачи мощности строящихся
(реконструируемых) генерирующих объектов в
условиях нормальных режимов
функционирования энергосистемы,
учитываемых при определении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих объектов к объектам
электросетевого хозяйства

Натуральная мощность и предельные значения длины ВЛ классом напряжения 110 кВ и выше

1. Для ЛЭП, сооружаемых в габаритах следующего класса напряжения, допускается соответствующее увеличение предельного значения длины.

При этом предельное значение длины КЛ для класса напряжения 110-500 кВ не должна превышать 10 км.

Для класса напряжения 750 кВ КЛ не применяются.

Приложение 2
к Методическим рекомендациям по
определению предварительных параметров
выдачи мощности строящихся
(реконструируемых) генерирующих объектов в
условиях нормальных режимов
функционирования энергосистемы,
учитываемых при определении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих объектов к объектам
электросетевого хозяйства

Последовательность действий при определении предварительных параметров выдачи мощности строящихся генерирующих объектов

1. Определение предварительных параметров выдачи мощности электростанции со строительством одного РУ.

1.1. Определение состава ЛЭП, отходящих от электростанции.

1.1.1. Используя исходную информацию, определить сумму номинальных мощностей всех генераторов электростанции, планируемых к установке.

1.1.2. Используя значения, определенные приложениями 1 и 4 к Методическим рекомендациям, найти необходимое количество ЛЭП одного класса напряжения исходя из условия достаточности пропускной способности ЛЭП.

1.1.3. Выбрать узловую подстанцию (подстанции) класса напряжения, соответствующего совокупной мощности генераторов строящейся электростанции.

1.2. Проверка допустимости применения найденного состава ЛЭП.

1.2.1. Проверить соответствие найденного состава ЛЭП следующим условиям:

соответствие мощности присоединяемых генераторов выбранному классу напряжения РУ;

соответствие ограничению по количеству ЛЭП, соединяющих РУ электростанции с одной узловой подстанцией;

соответствие предельным значениям длины ЛЭП.

1.2.2. При соответствии найденного набора ЛЭП условиям, определенным пунктом 1.2.1 настоящего приложения и разделами II и III Методических рекомендаций, полученный вариант предварительных параметров выдачи мощности электростанции принимается к дальнейшему рассмотрению.

В противном случае осуществляется выбор иной узловой подстанции (подстанций) и повтор процедуры определения предварительных параметров в соответствии с пунктами 1.1-1.2 настоящего приложения.

1.3. Возможно определение нескольких вариантов предварительных параметров выдачи мощности электростанции со строительством одного РУ путем выбора иных узловых подстанций и соответствующего им состава ЛЭП иных классов напряжения в соответствии с пунктами 1.1-1.2 настоящего приложения.

В этом случае выбор варианта предварительных параметров, используемого для расчета платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к объектам электросетевого хозяйства, из нескольких допустимых вариантов осуществляется по согласованию между заявителем и сетевой организацией.

2. Определение предварительных параметров выдачи мощности электростанции со строительством двух РУ.

2.1. Определение состава ЛЭП, отходящих от электростанции.

2.1.1. Используя исходную информацию, определить сумму номинальных мощностей всех генераторов электростанции, планируемых к установке.

2.1.2. Используя значения, определенные приложениями 1 и 4 к Методическим рекомендациям по сумме номинальных мощностей генераторов электростанции, найти необходимое количество ЛЭП двух классов напряжения исходя из условия достаточности пропускной способности ЛЭП электростанции.

2.1.3. Выбрать узловые подстанции двух классов напряжения, соответствующих совокупной мощности генераторов, планируемой к выдаче через соответствующее РУ.

2.2. Проверка допустимости применения найденного состава ЛЭП.

2.2.1. Проверить соответствие найденного состава ЛЭП следующим условиям:

соответствие шкале номинальных напряжений;

соответствие мощности присоединяемых генераторов выбранному классу напряжения РУ;

соответствие ограничению по количеству ЛЭП, соединяющих РУ электростанции с одной узловой подстанцией;

соответствие предельным значениям длины ЛЭП.

2.3. Выбор и проверка достаточности трансформаторов РУ.

2.3.1. С учетом условий, определенных пунктом 10 Методических рекомендаций, выбрать вариант распределения генераторов электростанции между РУ, а также определить количество и мощность трансформаторов (автотрансформаторов) связи по условию достаточности трансформаторов РУ.

2.4. Проверка достаточности предварительной пропускной способности РУ электростанции.

2.4.1. Проверить выбранный вариант распределения генераторов электростанции между РУ на соответствие условию достаточности предварительной пропускной способности РУ электростанции.

В этих целях для каждого РУ:

рассчитать предварительную пропускную способность РУ электростанции;

определить величину мощности генераторов электростанции, предполагаемых к подключению к данному РУ.

Выбранный вариант распределения генераторов электростанции между РУ является допустимым при выполнении условия достаточности предварительной пропускной способности РУ электростанции.

2.5. Возможно определение нескольких вариантов предварительных параметров выдачи мощности электростанции со строительством двух РУ путем выбора иных узловых подстанций и соответствующего им состава ЛЭП иных классов напряжения в соответствии с пунктами 2.1-2.4 настоящего приложения.

В этом случае выбор варианта предварительных параметров, используемого для расчета платы за технологическое присоединение генерирующего объекта к объектам электросетевого хозяйства, из нескольких допустимых вариантов осуществляется по согласованию между заявителем и сетевой организацией.

3. Определение предварительных параметров выдачи мощности электростанции со строительством трех и более РУ.

3.1. Определение вариантов предварительных параметров проводится путем поиска состава ЛЭП и вариантов распределения генераторов между РУ электростанции в порядке, аналогичном указанному в пункте 2 настоящего приложения.

Приложение 3
к Методическим рекомендациям по
определению предварительных параметров
выдачи мощности строящихся
(реконструируемых) генерирующих объектов в
условиях нормальных режимов
функционирования энергосистемы,
учитываемых при определении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих объектов к объектам
электросетевого хозяйства

Последовательность действий при определении предварительных параметров выдачи мощности реконструируемых генерирующих объектов

1. Определение свободной пропускной способности существующей схемы выдачи мощности электростанции.

1.1. Свободная пропускная способность существующей схемы выдачи мощности электростанции (величина неиспользуемой пропускной способности существующей схемы выдачи мощности электростанции) определяется как разница между величиной предварительной пропускной способности схемы выдачи мощности электростанции и величиной суммарной установленной мощности существующего генерирующего оборудования электростанции.

2. Определение состава ЛЭП, отходящих от электростанции.

2.1. При наличии свободной пропускной способности существующей схемы выдачи мощности электростанции допустимость существующего состава ЛЭП электростанции определяется с учетом соблюдения условий достаточности трансформаторов РУ и достаточности пропускной способности РУ электростанции.

2.2. Если свободная пропускная способность существующей схемы выдачи мощности электростанции отсутствует либо меньше номинальной мощности планируемого к установке генерирующего оборудования, то технологическое присоединение реконструируемой электростанции к объектам электросетевого хозяйства без увеличения числа отходящих от электростанции ЛЭП не допускается.

В этом случае определение количества, класса напряжения и протяженности дополнительных ЛЭП, отходящих от реконструируемой электростанции, осуществляется в порядке, предусмотренном приложением 2 к Методическим рекомендациям.

3. Выбор и проверка достаточности трансформаторов РУ и достаточности пропускной способности РУ.

3.1. При наличии свободной пропускной способности существующей схемы выдачи мощности определение предварительных параметров РУ реконструируемой электростанции осуществляется в следующем порядке:

3.1.1. Определяется свободная пропускная способность существующих РУ электростанции для каждого РУ, которая равна разнице между величиной предварительной пропускной способности существующего РУ электростанции и величиной суммарной установленной мощности генерирующего оборудования электростанции, подключенного к данному РУ, при этом номинальная мощность генераторов, подключенных к обмотке низкого напряжения трансформатора (автотрансформатора) связи, относится на РУ более высокого класса напряжения.

3.1.2. При наличии свободной пропускной способности существующих РУ электростанции допускается присоединение нового(ых) генератора(ов) к этому РУ в пределах ее величины.

3.1.3. Если свободная пропускная способность РУ электростанции отсутствует либо меньше номинальной мощности планируемого(ых) к установке генератора(ов), то присоединение нового генератора(ов) к этому РУ без увеличения числа отходящих от электростанции ЛЭП не допускается. При этом существующий дефицит свободной пропускной способности схемы выдачи мощности электростанции учету не подлежит.

Для РУ электростанции, за исключением РУ высшего класса напряжения, при недостатке свободной пропускной способности РУ кроме увеличения числа отходящих от электростанции ЛЭП возможно увеличение числа трансформаторов (автотрансформаторов) или их номинальной мощности.

3.2. Если свободная пропускная способность существующей схемы выдачи мощности электростанции отсутствует, либо меньше номинальной мощности планируемого к установке генерирующего оборудования, определение предварительных параметров РУ реконструируемой электростанции осуществляется в порядке, предусмотренном приложением 2 к Методическим рекомендациям.

Приложение 4
к Методическим рекомендациям по
определению предварительных параметров
выдачи мощности строящихся
(реконструируемых) генерирующих объектов в
условиях нормальных режимов
функционирования энергосистемы,
учитываемых при определении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих объектов к объектам
электросетевого хозяйства

Допустимая загрузка линий электропередачи (ВЛ/КЛ) классом напряжения 35 кВ и ниже

1. Указанная в настоящем приложении максимальная допустимая мощность ЛЭП определена на основании их допустимой мощности при нормированной плотности тока.

2. Для ЛЭП, сооружаемых в габаритах следующего класса напряжения, допускается соответствующее увеличение предельного значения длины.

Приложение 5
к Методическим рекомендациям по
определению предварительных параметров
выдачи мощности строящихся
(реконструируемых) генерирующих объектов в
условиях нормальных режимов
функционирования энергосистемы,
учитываемых при определении платы за
технологическое присоединение таких
генерирующих объектов к объектам
электросетевого хозяйства

Рекомендуемые сроки выполнения работ по проектированию и строительству (реконструкции) объектов электросетевого хозяйства при осуществлении технологического присоединения генерирующих объектов к электрическим сетям

1. Сроки выполнения работ по проектированию и новому строительству ПС напряжением 35-500 кВ, КЛ напряжением 6-500 кВ и ВЛ напряжением 6-500 кВ, в месяцах (Таблица 1).

* При строительстве объекта в особых условиях сроки строительства определяются с учетом коэффициентов, установленных по согласованию между заявителем и сетевой организацией в рамках предельных значений, указанных в Таблице 2 настоящего приложения.

2. Коэффициенты к срокам выполнения работ по строительству ВЛ и ПС, указанным в Таблице 1, для учета усложняющих условий строительства (Таблица 2).

4. Сроки строительства отдельных ячеек при расширении действующей ПС, в месяцах (Таблица 4)

* Для исчисления сроков строительства объектов напряжением 330 кВ в качестве предельных сроков принимаются средние значения между сроками строительства объектов напряжением 500 кВ и 220 кВ, указанными в Таблице 4. Сроки строительства объектов напряжением 750 кВ определяются путем умножения указанных в Таблице 4 сроков строительства объектов напряжением 500 кВ на повышающий коэффициент, устанавливаемый по согласованию между заявителем и сетевой организацией в пределах 1,4- 1,7.

Приказ Министерства промышленности и энергетики РФ от 30 апреля 2008 г. N 216 «Об утверждении Методических рекомендаций по определению предварительных параметров выдачи мощности строящихся (реконструируемых) генерирующих объектов в условиях нормальных режимов функционирования энергосистемы, учитываемых при определении платы за технологическое присоединение таких генерирующих объектов к объектам электросетевого хозяйства»

Текст приказа официально опубликован не был

Источник