Последствия при перегрузке трансформаторов тока (реальный пример)
Ноябрь 1st, 2022
Рубрика: Трансформаторы тока, Электрооборудование
Здравствуйте, уважаемые читатели и гости сайта «Заметки электрика».
В сегодняшней статье я хотел бы поделиться с Вами информацией по перегрузке трансформаторов тока и последствиями, возникающими при этом явлении.
В качестве примера я сошлюсь на реальный случай, который произошел буквально на днях на одной из распределительных подстанций.
В общем, дело было так. Низковольтная распределительная подстанция, щит 220 (В).
Прошу обратить внимание на то, что трехфазные сети с изолированной нейтралью и линейным напряжением 220 (В) и 500 (В) все еще используются у нас на производстве, поэтому особо не удивляйтесь.
На одном из фидеров ведется коммерческий учет электроэнергии с помощью счетчика ПСЧ-4ТМ.05МК.16, который подключен через два трансформатора тока ТОП-0,66 с коэффициентом трансформации 50/5. Сейчас про схему подключения я говорить не буду — на эту тему читайте отдельную статью: схемы подключения счетчиков электрической энергии через трансформаторы тока.
Для контроля тока нагрузки в фазе А подключен щитовой амперметр типа Э30, откалиброванный на коэффициент трансформации 50/5.
Вот принципиальная однолинейная схема этого присоединения.
Вот графики нагрузок за последние 2 месяца: сентябрь и октябрь. Эти данные я выгрузил из 30-минутных профилей мощности данного электросчетчика.
Средняя нагрузка за сентябрь составила 8,04 (А), максимальная нагрузка — 43,2 (А).
Средняя нагрузка за октябрь составила 11,7 (А), максимальная нагрузка — 103,05 (А).
Ничего не предвещало беды, пока потребитель однажды резко не увеличил потребляемую мощность. Как видите, с середины октября нагрузка стала частенько превышать 50 (А). Дело в том, что в это время потребитель приобрел и установил какой-то мощный станок. Соответственно, нагрузка на фидере резко возросла и порой превышала более 100% от номинального первичного тока наших ТТ.
Но всем известно, что у трансформаторов тока имеется некоторая перегрузочная способность и он способен кратковременно выдерживать некоторое увеличение нагрузки.
Существует единственный и действующий ГОСТ 7746-2001, по которым изготавливают трансформаторы тока и в котором упоминается про их допустимую перегрузку. В п.6.6.2 этого ГОСТа говорится следующее:
А вот эта самая таблица 10 (для наглядности я ее разбил на несколько частей).
Как видите, наибольший рабочий первичный ток не у всех ТТ превышает номинальный.
Чуть ниже по тексту в этом ГОСТе имеется примечание о том, что допускается кратковременно увеличивать первичный ток трансформаторов тока на 20% по отношению к его наибольшему рабочему первичному току, но по согласованию с производителем и не более 2 часов в неделю.
В нашем же случае потребитель ничего не согласовывал, а просто увеличил первичный ток ТТ даже не на 20%, а более, чем на 100%, что и привело к следующим последствиям.
Повышенный ток вызвал значительный нагрев обмоток ТТ. По фотографиям оплавленных корпусов уже снятых трансформаторов тока видно, что в основном грелась вторичная обмотка. Это объясняется тем, что при превышении тока нагрузки магнитопровод мог уйти в насыщение, а следовательно, грелась не только вторичная обмотка, но и само «железо».
Если бы оперативный персонал при периодическом осмотре вовремя не заметил зашкалившую стрелку амперметра и не почувствовал запах гари и оплавленной изоляции, то последствия могли быть еще более серьезней, например, вплоть до короткого замыкания. Вот ссылочка, где на примерах из своей практики я рассказывал про последствия от коротких замыканий. Тогда бы точно пришлось менять не только трансформаторы тока.
Поэтому и было решено немедленно отключать данный фидер!
По этому инциденту пока еще ведется расследование, но в любом случае за нарушение эксплуатации электроустановки потребитель понесет наказание, согласно действующего законодательства (скорее всего штраф). Естественно, что ему же придется оплатить приобретение новых трансформаторов тока и услуги по их замене.
С учетом изменившейся нагрузки потребитель запросил увеличить выделяемую мощность, поэтому было решено установить трансформаторы тока ТТИ-А с коэффициентом трансформации 150/5, что мы успешно и сделали. Также нам пришлось заменить щитовой амперметр, откалиброванный на коэффициент 150/5 с пределом 150 (А).
Замену трансформаторов тока, как на высоковольтных, так и на низковольтных подстанциях, по тем или иным причинам мы производим с регулярной периодичностью.
Вот буквально около месяца назад на этой же подстанции мы производили замену стареньких трансформаторов тока КЛ-0,66 на ТТИ-А. У меня даже фотографии сохранились — до замены и после. Причина замены: не прошли очередную поверку.
Зачастую старые ТТ, в основном такие как, ТК-10 или ТК-20 выходят из строя по причине ухудшения изоляции первичной обмотки, но об этом я напишу как-нибудь в следующий раз.
В конце статьи посмотрите видеоролик, который я снял в момент перегрузки трансформаторов тока на данном фидере — очень впечатляет такой режим работы:
Источник
Разработка технических решений по усилению электрической сети для снятия сетевых ограничений, вызванных несимметричной нагрузкой тяговых подстанций
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
УДК: 621.316.1 ГРНТИ: 44.29.29
РАЗРАБОТКА ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПО УСИЛЕНИЮ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СЕТИ ДЛЯ СНЯТИЯ СЕТЕВЫХ ОГРАНИЧЕНИЙ, ВЫЗВАННЫХ НЕСИММЕТРИЧНОЙ
НАГРУЗКОЙ ТЯГОВЫХ ПОДСТАНЦИЙ_
Казакул Алексей Александрович
Кандидат технических наук, доцент кафедры энергетики и электротехники Амурский государственный университет, г.Благовещенск Смоленский Константин Дмитриевич Студент 4 курса по специальности «Электроэнергетика и электротехника » Амурский государственный университет, г.Благовещенск DOI: 10.31618/ESU.2413-9335.2020.2.76.907
АННОТАЦИЯ
В статье предлагаются и оцениваются варианты решений по усилению электрической сети для снятия сетевых ограничений вызванных несимметричной нагрузкой тяговых подстанций.
ABSTRACT
The article considers solutions for strengthening the electric network to remove network restrictions caused by the asymmetric load of traction substations.
Ключевые слова: несимметричная нагрузка, тяговые подстанции, надежность электроснабжения, усиление электрической сети.
Keywords: asymmetric load, traction substations, reliability of power supply, strengthening of the electric network.
В Схеме и программе развития электроэнергетики Приморского края 2020 — 2024 г.[3] обозначена проблема: ток, протекающий по одной из фаз ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ -Смоляниново/т в ремонтных и послеаварийных режимах превышает допустимые значения (длительно допустимую токовую нагрузку и аварийно — допустимую токовую нагрузку). Это усложняет организацию ремонтных режимов и приводит к невозможности обеспечения требуемой категории надёжности электроснабжения потребителей [3]. Перегрузка по одной из фаз вызвана работой тяги переменного тока.
Актуальность настоящей работы заключается в том, что решение данной проблемы позволит повысить надежность электроснабжения потребителей Приморского каря в ремонтных и послеаварийных режимах, за счет исключения перегрузки и уменьшения вероятности работы устройств противоаварийной автоматики.
Цель — найти решения по усилению электрической сети для снятия сетевых ограничений, вызванных несимметричной нагрузкой тяговых подстанций. На рисунке 1 предоставлена карта-схема сетей 110 кВ и выше рассматриваемого района Приморского края.
Коропевцы
И
Iртизанская ГРЭС
Промыловка Перевал Цхеой С55
178 ф Широкая
Рисунок 1. Карта схема проектируемого района
Екатериновка
Козьмино
Угольная
Задачами работы являются
• анализ режимов работы сети 110 кВ в района ПС Смоляниново/т в различных схемах;
• разработка вариантов усиления электрической сети;
• анализ режимов работы сети 110 кВ в предложенных вариантах при кратковременных пиковых нагрузках ПС Смоляниново/т;
• проведение технико-экономического сравнения предлагаемых вариантов.
На рисунке 2 предоставлена схема электрической сети 110 кВ Артемовская ТЭЦ -Береговая 1.
АС-120/ 098 М 70/ 9,01
^ д Ж 1А
□ Р Р Р
На ВТЭЦ 2
р-э
Н ГСБереговая 2
8* I* ^
АСП-150/ 006
Пар Д 3~27^
Ж 3 1—» «I
Смопяниново/ т
Я 4 | Садовая
Рисунок 2. Схема электрической сети 110 кВ на участке Артемовская ТЭЦ — Береговая 1
По данным телеизмерений 30 сентября 2022 Смоляниново/т ток доходил до 420 А. Данный ток года по ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — фиксировался в ремонтной схеме, когда ВЛ 110 кВ
Смоляново/т — Садовая была выведена в ремонт. Графики токов по фазам приведены на диаграмме 1.
Ток протекающий по фазам A, В, С
450 —
0 фаза С
m 1Л 01 m 0 ■чГ 01 IN m 1Л 00 1Л ID IN 0 о m о Ol 1Л 5 ID 00 m ai О (N о 00 гм 4 ■чГ ID ai m 5 m rrl (N C3 5 rj 00 1Л ID 1Л C^ ai m m (N IN
о о оо m m iji ■чГ ¿3 о ai гм iji 1Л m (N о ■¿r m О IN m 1Л iji о ¿3 Lfi гм m Lfi 1Л T-H C3 ai о rj ai (N m rri ^^ 00 1Л о ^H
¿4 ¿н тЧ тЧ IN IN (N m m m ■if ■if ■if ■¿r iji Lfi iji iji iji ¿3 ID ¿3 ¿3 ¿3 ID ¿3 ¿3 r^
01 01 01 01 01 01 01 Ol Ol Ol Ol Ol ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai ai
ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai о ai c^ ai c^ ai c^ ai c^ ai c^ ai о ai о ai c^ ai c^ ai c^ ai c^ ai о ai c^
о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m о m c^ m c^ m о m c^ m о m c^ m
Диаграмма 1. Диаграмма значений фазных токов по ВЛ110 кВ Артёмовская ТЭЦ — Смоляниново/т 30.09.19.
За рассмотренный период с 11:00 30.09.2022 по 18:00 было выявлено 7 временных интервалов с превышением тока над длительно допустимой токовой нагрузкой (далее — ДДТН) (337 А для 250С) по ВЛ 110 кВ Артёмовская ТЭЦ -Смоляниново/т суммарной длительностью 7 мин 23 сек и три временных интервала с превышением аварийно-допустимой токовой нагрузки (далее -АДТН) (371 А для 25 0С) суммарной длительностью 4 мин. 23 сек. Так как длительность «кратковременных перегрузок» не превышает 20 минут, то считаем что достаточно разработать мероприятия для исключения превышений АДТН в ремонтной схеме , так как это запрещено п. 90 Правил технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденных Постановлением Правительства РФ от 13.08.2022 г. №937 [4]
Для того чтобы разработать мероприятия по исключению превышения АДТН в ремонтных режимах необходимо использовать наибольшую нагрузку, зафиксированную по фазам. В ПВК Rastrwin 3 функционал не позволяет внести разные фазные нагрузки [5]. Поэтому для оценки достаточности предложенных решений используем допущение, что максимальная нагрузка зафиксированная фазе «В» передаётся по каждой из фаз. Таким образом, получим намеренно более сложный режим, позволяющий оценить достаточность предложенных решений.
Для дальнейшего расчета принимаем расчетный ток нагрузки ПС Смоляниново/т 420 А на 110 кВ, зафиксированный устройствами телеизмерений 30.09.2022 по ВЛ 110 кВ Артёмовская ТЭЦ-Смоляниново/т.
С помощью данных, полученных с телеизмерений найдем мощности для режимов кратковременной нагрузки.
Полная мощность находится по следующей формуле:
s = тэ • i • u
(1)
где I — текущий ток; инои — номинальное напряжение. 5 = • 420 • 110 = 80,02МВА Активная мощность находится по следующей формуле:
P = S • cos р
(2)
где — COS р равен 0,8 [1].
Р = 80,02 • 0,8 = 64МВА Реактивная мощность находится по формуле
Q = у/S2 — P2
(3)
Q = V80,022 — 642 = 48МВА
Полученную активную и реактивную нагрузку используем при расчете режимов кратковременных перегрузок для оценки достаточной точности предпринятых мероприятий.
1.Для усиления сети рассмотрены следующие варианты:
1.Вариант№ 1. Замена проводов М-70 и АС-120 на АССС 230 на участке сети: Артемовская ТЭЦ — Смоляниново/т — Садовая — Береговая 1 -Береговая 2 (ДДТН АССС 230 — 1024 А).
2.Вариант№ 2. Строительство распределительного пункта 110 кВ по схеме
«Четырёхугольник» для разгрузки сетей в ремонтных и послеаварийных режимах.
3.Вариант№ 3. Строительство
распределительного пункта для секционирования сети в нормальных режимах по схеме Одна рабочая секционированная система шин. Однолинейная схема варианта № 1 показана на рисунке 3.
А&150
На ПСФридман/т
Из ПСЗападная *2*АС-Ъ0
На ПС Западная
2,62 км
□ Р Р о
75,973 км
АС-150
55,0 км
->
На ПСАнисимовка/ т
3~10Ш,50Я
ЗБ-| I1′ ‘
3~6Ы,5№Ь
АОХШ&пк! 230
Шыово
Аооомзшт 31,81 км
з~тм,50н
3г10м;50н 3~35 М,50Нг
На ВТЭЦ2
р-Ц
На ПСБереговая 2
О-р
3~27Щ,50Нг
^ 1-?-» ^ ^
Смояиново/ т
3~6№,50НЪ
1~т,50Нг 1
Садовая
Рисунок 3. Однолинейная схема варианта №1
Вариант № 1 практически не реализуем без снижения нагрузки ПС Смоляниново/т, так как вывод в ремонт одной из питающих её В Л 110 кВ будет приводить в перегрузке второй.
В Варианте № 2 подключение РП 110 кВ предлагается выполнить к ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ — Смоляниново/т и ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Садовая с врезкой в ВЛ 110 кВ Штыково-
Анисимовка/т. Присоединение осуществляется одноцепными линиями. Достоинством является уменьшение объема сетевого строительства, относительно несложное распределительное устройство для усиления сети 110 кВ, возможность реализации без длительного отключения одной из ВЛ 110 кВ. Однолинейная схема предоставлена на рисунке 4.
На ПСЗападная *2*АС150
4-
На ПСЗападная
2,62 км
М’ ‘М’ У^ 3~1ШУ,50Нг
На ПСФридмвн/т
. АС 150
33,8 км
Шгькоео
3~6кУ,50Нг
М-70 АС-120 М-70
13,0 км 0,98 км 901 км
□ □ □□
На ВТЭЦ2
Ю-э
На ПСБереговая2
|СН
->
На ПСАнисимвка/ т
3~1ЮМ,50Нг
М-70 28,91 км
3~10к¥,50№ ^
3~ПМ,30№
3~35 М,50Нг
3~27,5кУ,50Нк
Смопяниново/ т
3гШ,50Нг
Садовая
Рисунок 4. Однолинейная схема варианта №2
В Варианте № 3 подключение выполняется врезкой в ВЛ 110 кВ Артемовская ТЭЦ -Смоляниново/т , ВЛ 110 кВ Смоляниново/т -Береговая 1 и ВЛ 110 кВ Штыково-Анисимовка/т. Подключение осуществляется двухцепными линиями к двум параллельным транзитам 110 кВ,
что повышается надежность электроснабжения потребителей как тяговой ПС Смоняниново/т, так и придаёт схеме большую гибкость при выводе отдельных элементов сети в ремонт. Схема РП в вариант № 3 — одна рабочая секционированная система шин.
На ПСФридмаН т
На ПСЗападная
<-■
Н ПСЗападная
2,62 км
3~1ЮШ,50Нг
, АС 150 33,8
Ма
ПСАнисимовка/ т
й а>
сС «С
3~1ЮШ,50Нг
□ □ □□
Артёмовская ТЭЦ
5
3~27,5кУ,50Нг —
Смопяниново/ т
Рисунок 3. Однолинейная схема варианта № 3
-0= Садовая
Для проверки достаточности предложенных вариантов выполнены расчёты нормальных, ремонтных и послеаварийных режимов согласно Методическим рекомендациям по проектированию
развития энергосистем, утвержденных приказом Минэнерго от 30.06.2003г [2]
Результаты расчёта режимов по вариантам приведены в таблицах 1, 2, 3.
Таблица 1.
Результаты расчета режимов варианта № 1
Наименование ВЛ Ток, А Токовая загрузка ДДТН, % Токовая загрузка АДТН, %
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Садовая — Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 444 43.4 38.4
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 150 14.6 12.9
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Береговая — 1 — Садовая
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 453 44.2 39.1
ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Садовая 12 1.2 1
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 150 14.6 12.9
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ АТЭЦ- Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Садовая 596 58.2 51.5
ВЛ 110 кВ Садовая — Береговая -1 596 58.2 51.5
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 626 61.1 54.1
Таблица 2.
Результаты расчета режимов варианта № 2__
Наименование ВЛ Ток, А Токовая загрузка ДДТН, % Токовая загрузка АДТН, %
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Садовая — Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 296 87.8 79
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 150 38.4 31
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы — Штыково № 1 394 87.6 71
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Королевцы -Штыково № 2 395 87.9 71
Штыково — РП 267 59.4 47
РП — Анисимовка/т 127 32.5 23
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Береговая — 1 — Садовая
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 289 86.5 77
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 149 38.4 31
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы — Штыково № 1 395 87.8 71
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Королевцы -Штыково № 2 396 88 71
Штыково — РП 269 59.7 48
РП — Анисимовка/т 126 32.4 23
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ АТЭЦ- Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 121 31 25
ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Садовая 74 21.9 19
ВЛ 110 кВ Садовая — Береговая -1 74 21.9 19
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы — Штыково № 1 530 11.8 95
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Королевцы -Штыково № 2 531 118.1 95
Штыково — РП 540 120.1 97
РП — Анисимовка/т 94 21 17
Таблица 3. Результаты расчета режимов варианта № 3
Наименование ВЛ Ток, А Токовая загрузка, в % от ДДТН Токовая загрузка, в % от АДТН
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Садовая — Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 271 81.3 73
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 156 40 32
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы -Штыково № 1 386 85.7 69
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы -Штыково № 2 387 86 69
Штыково — РП 250 55.6 45
РП — Анисимовка/т 83 25.3 15
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ Береговая — 1 — Садовая
ВЛ 110 кВ АТЭЦ — Смоляниново/т 273 81.7 73
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 156 40 32
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы -Штыково № 1 386 85,9 69
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы -Штыково № 2 388 86.1 70
Штыково — РП 252 56 45
РП — Анисимовка/т 83 25.3 15
Вывод в ремонт ВЛ 110 кВ АТЭЦ- Смоляниново/т
ВЛ 110 кВ Береговая -2 — Береговая-1 122 31.5 25
ВЛ 110 кВ Смоляниново/т — Садовая 61 18 16
ВЛ 110 кВ Садовая — Береговая -1 61 18 16
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Кролевцы -Штыково № 1 516 114.6 93
ВЛ 110 кВ АТЭЦ -Западная — Королевцы — 517 114.9 93
Штыково № 2
Штыково — РП 513 113.9 92
РП — Анисимовка/т 55 16.6 10
По результатам расчётов все предложенные Результаты технико-экономического
варианты позволяют исключить превышение сравнения предложенных вариантов приведены в АДТН в рассмотренных ремонтных режимах. таблице 4 Превышения ДДТН считаем допустимыми так как длительность перегрузки меньше 20 минут.
Таблица 4.
Результаты экономических расчетов вариантов__
Вариант №1* Вариант №2 Вариант №3
Без замены опор С заменой опор
К,млн.руб. 306.512 533.33 286.05 386.59
И, млн. руб. 52.25 65.41 30.87 40.53
З, млн. руб. 77.54 109.41 54.46 72.42
Примечание: *Вариант технические не реализуем без ограничения нагрузки ПС Смоляниново/т на период замены провода.
Таким образом, наименее капиталоёмким и имеющим минимальные приведённые затраты мероприятием, позволяющим решить
обозначенную проблему, является усиление сети 110 кВ путём строительства РП 110 кВ по схеме четырёхугольник с четырьмя заходами ВЛ 110 кВ.
Список литературы:
1.Костин, Н.А., Саблин, О.И. Коэффициент мощности электроподвижного состава постоянного тока // Электротехника и электромеханика. 2005. № 1
2.Методические рекомендации по проектированию развития энергосистем, утвержденные приказом Минэнерго от 30.062003г.
3.Отчет о научно-исследовательской работе по разработке схемы и программы развития
УДК 533.6.011.5
электроэнергетики Приморского края на 2020-2024 годы /С.А.Портянков — М.: АО «Научно-технический центр Единой Энергетической Системы (Московское отделение)», 2022. — 244 с.
4.Правила технологического функционирования электроэнергетических систем, утвержденные постановлением правительства Российской федерации от 13.08.2022 г. №937
5.Растрвин. Ру [Электронный ресурс]: — Режим доступа: http://www.rastrwin.ru.
6. Файбисович, Д.Л. Справочник по проектированию электрических сетей : справочник / Д.Л. Файбисович, И.Г. Карапетян. — 4-е изд., перераб. и доп. — М.: ЭНАС, 2022. — 376 с.
7. Характеристики провода АССС [Электронный ресурс]: — Режим доступа: https://avatok.ru/
ОСОБЕННОСТИ ТЕЧЕНИЯ ПЛОСКОГО СВЕРХЗВУКОГО ПОТОКА
Цыбизов Ю.И.
Д.т.н.., профессор кафедры теплотехники и тепловых двигателей.
Самарский университет, г. Самара DOI: 10.31618/ESU.2413-9335.2020.2.76.905
АННОТАЦИЯ
Цель — исследование особенностей течения потока со сверхзвуковой скоростью при использовании в качестве параметров тангенциальной и радиальной составляющих конвективного ускорения и связанных с ними элементами характеристической сетки. Использование вводимых параметров позволяет расширить представления о зоне влияния возмущений и характере действующих сил, обусловливающих изоэнтропический разгон (торможение) потока и взаимно однозначное соответствие физической плоскости течения и годографа скорости. Полученные результаты предлагается использовать при решении задач прикладного характера и анализе экспериментальных исследований.
ABSTRACT
The purpose of this work is to study the characteristics of the flow with supersonic speed when using the tangential and radial components of convective acceleration and associated elements of the characteristic grid as parameters. Using input parameters allows to expand understanding of the zone of influence of disturbances and the nature of the forces contributing to isentropic acceleration (deceleration) of flow and one-to-one mapping between the physical plane and the hodograph of the velocity. The obtained results are proposed to be used in solving applied problems and analyzing experimental studies.
Ключевые слова: сверхзвуковой поток, тангенциальная и радиальная составляющие ускорения,
Термины, сокращения и определения
Сведения о Стандарте
1. РАЗРАБОТАН: акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
2. ВНЕСЕН: акционерным обществом «Системный оператор Единой энергетической системы».
3. УТВЕРЖДЕН И ВВЕДЕН В ДЕЙСТВИЕ: приказом АО «СО ЕЭС» от __.__.2022 № ___.
Стандарт не может быть полностью или частично воспроизведен, тиражирован и распространен без разрешения акционерного общества «Системный оператор Единой энергетической системы».
Содержание
1…… Область применения. 4
2…… Термины, сокращения и определения. 4
3…… Общие требования. 7
4…… Требования к проведению расчетов электроэнергетических режимов и анализу результатов проведенных расчетов. 8
5…… Требования к разработке мероприятий по перспективному развитию энергосистем.. 15
6…… Библиография. 18
Область применения
1.1. Стандарт определяет основные методические принципы проведения расчетов электроэнергетических режимов и использования их результатов при реализации в АО «СО ЕЭС» следующих деловых процессов.
̶ разработка перечня «узких» мест в энергосистеме;
̶ определение мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения энергопринимающих устройств потребителей электрической энергии, объектов по производству электрической энергии, объектов электросетевого хозяйства к электрическим сетям в рамках рассмотрения и согласования АО «СО ЕЭС» проектов технических условий на технологическое присоединение к электрическим сетям при отсутствии проектно проработанных технических решений;
̶ обоснование предложений по развитию электрической сети в рамках разработки схемы и программы развития Единой энергетической системы России, рассмотрения и согласования схем и программ перспективного развития электроэнергетики субъектов Российской Федерации, комплексных программ развития электрических сетей;
̶ формирование экспертного заключения АО «СО ЕЭС» по полученным от органов исполнительной власти или субъектов электроэнергетики предложениям по строительству новых (реконструкции существующих) объектов электроэнергетики;
̶ рассмотрение заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации линий электропередачи, электросетевого и генерирующего оборудования, относящихся к объектам диспетчеризации.
1.2. Требования Стандарта не подлежат применению при разработке:
̶ прогнозов потребления мощности энергоузлов (энергорайонов), территориальных энергосистем (за исключением требований пунктов 3.6 и 3.7 Стандарта);
̶ перспективных расчетных моделей для проведения расчетов установившихся электроэнергетических режимов.
Термины, сокращения и определения
| нормальная схема | – | схема, соответствующая нормальной схеме электрических соединений объектов электроэнергетики; |
| единичная ремонтная схема | – | схема, характеризующаяся отключенным состоянием одной ЛЭП (единицы электросетевого или генерирующего оборудования) без учета отключенных вследствие применения схемно-режимных мероприятий; |
| ремонтно-аварийная схема | – | схема, характеризующаяся отключенным состоянием одной ЛЭП (единицы электросетевого, генерирующего оборудования) после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме; |
| перечень «узких» мест в энергосистеме | – | перечень элементов электрической сети, энергоузлов (энергорайонов) энергосистемы, в которых при расчетных условиях прогнозируется недопустимое изменение параметров электроэнергетического режима; |
| перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме | – | перечень мероприятий, обеспечивающих допустимые параметры электроэнергетических режимов для энергорайонов (энергоузлов), включенных в перечень «узких» мест в энергосистеме; |
| температура ОЗМ | – | температура наружного воздуха, рассчитанная как среднеарифметическое из пяти значений наиболее холодных фактических среднесуточных температур наружного воздуха по территории энергосистемы, зафиксированных в сутки прохождения максимума потребления активной мощности данной энергосистемы за 10 (десять) предшествующих осенне-зимних периодов, с округлением до 10С; |
| температура ПЭВТ | – | температура наружного воздуха территории энергосистемы, средневзвешенная по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в своде правил СП 131.13330.2022 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*» [1] приведены климатические параметры, соответствующие температурным условиям теплого периода года с обеспеченностью 0,98. Средневзвешенная температура округляется до значения, кратного 5 0С, в большую сторону; |
| среднемесячная температура | – | среднемесячная температура наружного воздуха территории энергосистемы, средневзвешенная по потреблению электрической мощности энергорайонов, для которых в своде правил СП 131.13330.2022 «Строительная климатология. Актуализированная редакция СНиП 23-01-99*» [1] приведены средние месячные температуры воздуха. Средневзвешенная температура округляется до 10С. |
Общие требования
3.1. Расчеты электроэнергетических режимов проводятся для следующих режимно-балансовых условий:
̶ зимний режим максимальных нагрузок;
̶ зимний режим минимальных нагрузок;
̶ летний режим максимальных нагрузок;
̶ летний режим минимальных нагрузок.
В зависимости от реализации конкретного делового процесса, предусмотренного в пункте 1.1 Стандарта, при наличии обоснования допускается проведение расчетов электроэнергетических режимов для одного или нескольких из указанных режимно-балансовых условий.
При обоснованной необходимости, в зависимости от характерных режимов работы, особенностей реализации ремонтной кампании ЛЭП, электросетевого и генерирующего оборудования расчеты электроэнергетических режимов могут проводиться для иных режимно-балансовых условий.
3.2. При определении мероприятий по обеспечению выдачи мощности ГЭС могут рассматриваться дополнительные к указанным в пункте 3.1 Стандарта режимно-балансовые условия. При возможности работы ГЭС с установленной (максимальной располагаемой) мощностью в отличных от приведенных в пункте 3.1 Стандарта режимно-балансовых условиях (например, в период паводка) расчеты электроэнергетических режимов должны дополнительно проводиться для соответствующих режимно-балансовых условий (далее – режим максимальной выдачи мощности ГЭС).
3.3. Расчеты электроэнергетических режимов должны проводиться для следующих расчетных температурных условий:
3.3.1. Зимний режим максимальных нагрузок:
̶ при температуре ОЗМ.
3.3.2. Зимний режим минимальных нагрузок:
̶ при температуре ОЗМ.
3.3.3. Летний режим максимальных нагрузок:
̶ при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца;
̶ при температуре ПЭВТ.
3.3.4. Летний режим минимальных нагрузок:
̶ при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца.
3.3.5. Режим максимальной выдачи мощности ГЭС:
̶ при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца, для которого характерен режим максимальной выдачи мощности ГЭС.
3.4. Величины ДДТН и АДТН должны определяться для указанных в пункте 3.3 Стандарта расчетных температурных условий.
3.5. При рассмотрении режимов максимальных и минимальных нагрузок прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться для соответствующего периода суток.
3.6. При определении перечня «узких» мест в энергосистеме прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться с учетом информации о естественном приросте потребления мощности без учета планов по ТП энергопринимающих устройств.
3.7. При реализации указанных в пункте 1.1 Стандарта деловых процессов (за исключением формирования перечня «узких» мест в энергосистеме) прогнозная величина потребления мощности энергосистемы (энергорайона, энергоузла) должна определяться с учетом информации о естественном приросте потребления мощности и планов по ТП энергопринимающих устройств с учетом эффекта совмещения максимальных нагрузок.
3.8. При формировании перечня «узких» мест из расчетной модели для проведения расчетов установившихся электроэнергетических режимов должны быть исключены все планируемые к строительству или реконструкции, а также выводу из эксплуатации объекты по производству электрической энергии и объекты электросетевого хозяйства.
Дата добавления: 2022-03-12; Мы поможем в написании ваших работ!; просмотров: 1590 | Нарушение авторских прав
| Изречения для студентов
Поиск на сайте:
© 2022-2022 lektsii.org — Контакты — Последнее добавление
Ген: 0.01 с.
§
4.1. Расчеты электроэнергетических режимов и анализ результатов проведенных расчетов осуществляются с учетом наличия (отсутствия) контролируемых сечений.
Проведение расчетов электроэнергетических режимов и анализ результатов проведенных расчетов для зимнего режима максимальных нагрузок при температуре ОЗМ, зимнего режима минимальных нагрузок при температуре ОЗМ, летнего режима максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ должны осуществляться с соблюдением требований, указанных в таблице 1.
Проведение расчетов электроэнергетических режимов и анализ результатов проведенных расчетов для летнего режима максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца, летнего режима минимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца, режима максимальной выдачи мощности ГЭС при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца для данного режима должны осуществляться с соблюдением требований, указанных в таблице 2.
Таблица 1. Требования к проведению расчетов электроэнергетических режимов и анализу результатов проведенных расчетов для зимнего режима максимальных нагрузок при температуре ОЗМ, зимнего режима минимальных нагрузок при температуре ОЗМ и летнего режима максимальных нагрузок при температуре ПЭВТ
| Требования к проведению расчетов электроэнергетических режимов и анализу результатов проведенных расчетов | ||||
| Есть контролируемое сечение | Контролируемое сечение отсутствует | |||
| Рассматриваемые схемно-режимные ситуации | ||||
| Нормальная схема | V | V | ||
| Нормативное возмущение в нормальной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | V | |||
| Единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме) | V | V | ||
| Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | V | |||
| Нормальная схема | ||||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения МДП в нормальной схеме | Отсутствие превышения ДДТН, напряжение выше МДН в нормальной схеме | ||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | |||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | |||
| Нормативное возмущение в нормальной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | ||||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения АДТН, напряжение выше АДН в послеаварийной схеме | |||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | |||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | |||
| Единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме) | ||||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения МДП в единичной ремонтной схеме | Отсутствие превышения ДДТН, напряжение выше МДН в единичной ремонтной схеме | ||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта. Время реализации не более 20 минут | |||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | МДП определяется критериями нормального режима – усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | ||
| МДП определяется критериями послеаварийного режима – применение ПА[1] | ||||
| Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме) | ||||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения АДТН, напряжение выше АДН в послеаварийной схеме | |||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | |||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Применение ПА | |||
Таблица 2. Требования к проведению расчетов электроэнергетических режимов и анализу результатов проведенных расчетов для летнего режима максимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца, летнего режима минимальных нагрузок при среднемесячной температуре для наиболее теплого месяца и режима максимальной выдачи мощности ГЭС при среднемесячной температуре наиболее теплого месяца для данного режима
| Требования к проведению и анализу результатов расчетов электроэнергетических режимов | |||
| Есть контролируемое сечение | Контролируемое сечение отсутствует | ||
| Рассматриваемые схемно-режимные ситуации | |||
| Нормальная схема | V | V | |
| Нормативное возмущение в нормальной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | V | ||
| Единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме) | V | V | |
| Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | V | ||
| Ремонтно-аварийная схема, в том числе после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме (свыше 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме) | V | V | |
| Нормативное возмущение в ремонтно-аварийной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | V | ||
| Нормальная схема | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения МДП в нормальной схеме | Отсутствие превышения ДДТН, напряжение выше МДН в нормальной схеме | |
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | ||
| Нормативное возмущение в нормальной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения) | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения АДТН, напряжение выше АДН в послеаварийной схеме | ||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | ||
| Единичная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения (свыше 20 минут после нормативного возмущения в нормальной схеме) | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения МДП в единичной ремонтной схеме | Отсутствие превышения ДДТН, напряжение выше МДН в единичной ремонтной схеме | |
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта. Время реализации не более 20 минут | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | ||
| Нормативное возмущение в единичной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме) | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения АДТН, напряжение выше АДН в послеаварийной схеме | ||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | ||
| Двойная ремонтная схема, в том числе после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме (свыше 20 минут после нормативного возмущения в единичной ремонтной схеме) | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения МДП в двойной ремонтной схеме | Отсутствие превышения ДДТН, напряжение выше МДН в двойной ремонтной схеме | |
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта. Время реализации не более 20 минут | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | МДП определяется критериями нормального режима – усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | Усиление электрической сети, сооружение объектов генерации | |
| МДП определяется критериями послеаварийного режима – применение ПА | |||
| Нормативное возмущение в двойной ремонтной схеме (до 20 минут после нормативного возмущения в двойной ремонтной схеме) | |||
| Требования к параметрам электроэнергетического режима | Отсутствие превышения АДТН, напряжение выше АДН в послеаварийной схеме | ||
| Схемно-режимные мероприятия | В соответствии с пунктом 4.2 Стандарта | ||
| Технические решения при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима без ввода ГВО и с учетом необходимости включения потребителей, отключенных действием существующей ПА, после реализации схемно-режимных мероприятий | Применение ПА |
4.2. Для обеспечения допустимых параметров электроэнергетического режима должны рассматриваться все возможные схемно-режимные мероприятия, в том числе:
̶ деление электрической сети, в том числе с переводом потребителей на электроснабжение в тупиковом режиме;
̶ перенос существующей точки раздела электрической сети с переводом электроснабжения потребителей (части потребителей) на другие энергоузлы (энергорайоны);
̶ замыкание нормально разомкнутых транзитов (точек деления электрической сети) при допустимости по условиям обеспечения функционирования устройств РЗА и обеспечения соответствия отключающей способности выключателей токам короткого замыкания;
̶ изменение активной мощности электростанций;
̶ изменение реактивной мощности электростанций, в том числе с переводом генераторов в режим потребления реактивной мощности;
̶ включение/отключение и изменение реактивной мощности СКРМ;
̶ изменение коэффициентов трансформации (авто)трансформаторов;
̶ отключение в резерв ЛЭП;
̶ проведение ремонтов электросетевого и (или) генерирующего оборудования в иные периоды года.
4.3. Максимальная нагрузка электростанций не должна превышать максимальную располагаемую активную мощность в рассматриваемом режимно-балансовом условии.
4.4. При оценке значений параметров электроэнергетических режимов должна учитываться допустимая перегрузочная способность (допустимые величина и длительность перегрузки) ЛЭП и электросетевого оборудования на основании информации, представленной собственниками или иными законными владельцами ЛЭП и электросетевого оборудования.
4.5. При выявлении перегрузки (авто)трансформаторов только в часы максимальных нагрузок оценку допустимости такой перегрузки необходимо выполнять с учетом информации о расчетной продолжительности перегрузки в течение суток.
§
5.1. Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, разрабатываемые в рамках деловых процессов, приведенных в пункте 1.1 Стандарта (за исключением делового процесса рассмотрения заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации объектов диспетчеризации), реализация которых позволяет обеспечить допустимые параметры электроэнергетического режима энергосистем (далее – мероприятия по перспективному развитию энергосистем), должны разрабатываться только при невозможности обеспечения требований к параметрам электроэнергетического режима посредством реализации схемно-режимных мероприятий, указанных в разделе 4 Стандарта.
5.2. Мероприятия по перспективному развитию энергосистем, включающие мероприятия по:
̶ сооружению (реконструкции) ЛЭП и электросетевого оборудования;
̶ сооружению (реконструкции) объектов по производству электрической энергии;
̶ развитию противоаварийного управления,
должны быть приведены в перечнях мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме с учетом положений пункта 5.6 Стандарта.
5.3. Выбор приоритетного варианта мероприятий по перспективному развитию энергосистем должен осуществляться исходя из необходимости минимизации объема и капиталоемкости технических решений.
5.4. В случае если в СиПР и (или) инвестиционных программах субъектов электроэнергетики предусмотрены комплексные технические решения (например, сооружение нового центра питания, комплексная реконструкция объекта электроэнергетики, строительство объекта по производству электрической энергии и т.п.), реализация которых обеспечивает выполнение требований к параметрам электроэнергетического режима, при разработке мероприятий по перспективному развитию энергосистем помимо рассмотрения указанных комплексных технических решений должны быть проработаны альтернативные (более простые и менее затратные) мероприятия.
5.5. При выявлении невыдаваемой («запертой») мощности электростанций (при загрузке одной или нескольких электростанций энергорайона (энергоузла) до располагаемой мощности параметры электроэнергетического режима находятся вне области допустимых значений) разработка мероприятий, обеспечивающих увеличение выдаваемой мощности, и их включение в перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме должны осуществляться только при условии, если снижение объема невыдаваемой мощности позволяет исключить необходимость или снизить объем ввода ГВО в схемно-режимных ситуациях и режимно-балансовых условиях, рассматриваемых в соответствии с требованиями
раздела 4 Стандарта.
5.6. Если недопустимые изменения параметров электроэнергетического режима являются следствием планируемого ТП либо реализация планируемого ТП приводит к увеличению требуемого объема ГВО для обеспечения допустимых значений параметров электроэнергетического режима, мероприятия, обеспечивающие техническую возможность ТП:
̶ не должны включаться в перечень мероприятий по ликвидации «узких» мест в энергосистеме;
̶ подлежат включению в ТУ.
5.7. При наличии существующих потребителей, энергорайонов (энергоузлов), схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме (например, по двум ЛЭП, от подстанции с двумя трансформаторами и по аналогичным схемам), решение о необходимости реализации мероприятий по первичному электросетевому оборудованию в рамках деловых процессов, указанных в пункте 1.1 Стандарта (за исключением делового процесса рассмотрения заявок субъектов электроэнергетики на вывод из эксплуатации объектов диспетчеризации), должно приниматься с учетом характера нагрузки и особенностей режимов работы соответствующих энергопринимающих устройств потребителей (энергорайонов (энергоузлов)).
5.8. Если в соответствии с пунктом 5.7 Стандарта необходима реализация мероприятий по первичному электросетевому оборудованию и применение требований раздела 4 Стандарта для новой топологии электрической сети
(с учетом решений, принятых в соответствии с пунктом 5.7 Стандарта) приводит к необходимости реализации дополнительныхмероприятий по первичному электросетевому оборудованию, решение о необходимости реализации дополнительных мероприятий по первичному электросетевому оборудованию не принимается.
В указанном случае при реализации делового процесса по определению мероприятий, обеспечивающих техническую возможность технологического присоединения к электрическим сетям, принимается решение о необходимости реализации мероприятий по противоаварийному управлению в отношении присоединяемых энергопринимающих устройств.
Решение о необходимости применения противоаварийного управления при реализации остальных деловых процессов, указанных в пункте 1.1 Стандарта, должно приниматься с учетом характера нагрузки и особенностей режимов работы соответствующих энергопринимающих устройств потребителей (энергорайонов (энергоузлов)).
5.9. При определении мероприятий по технологическому присоединению новых энергопринимающих устройств потребителя в энергорайонах (энергоузлах), схема электроснабжения которых предусматривает отделение на изолированную работу при нормативном возмущении в единичной ремонтной схеме (например, по двум ЛЭП, от подстанции с двумя трансформаторами и по аналогичным схемам), решение о неприменении в полном объеме требований раздела 4 Стандарта для послеаварийных и ремонтных схем и возможности применения в таких схемах противоаварийного управления в отношении энергопринимающих устройств данного потребителя для обеспечения технической возможности его технологического присоединения должно приниматься с учетом характера нагрузки и категории надежности электроснабжения соответствующего потребителя.
Библиография
СТО 59012820.27.010.001-2022
____________________
[1] Здесь и далее под «применением ПА» понимается увеличение объема ОН существующей ПА, реализация новой ПА на ОН (в том числе при рассмотрении ТП – полное подключение присоединяемой нагрузки под действие ПА) для:
– увеличения МДП в создавшейся ремонтной схеме;
– снижения токовой нагрузки ЛЭП и электросетевого оборудования;
– увеличения напряжения.
При невозможности увеличения объема ОН или реализации новой ПА – усиление электрической сети, сооружение объектов генерации.
