Требования к надежности ЭС при проектировании

Нормативные материалы по надежному управлению ЭС

На управление ЭС влияет надежность оборудования, аппаратуры, средств автоматизации и управления. При заданных показателях надежности оборудования, качественное управление надежностью ОЭС обеспечивается:

§ Обеспечением резерва мощности и пропускной способностью электрических сетей;

§ реализация требований к надежности схем присоединения электростанций, схем питания узлов нагрузки основных и распределительных сетей, главных схем электрических соединений, схем собственных нужд э/ст и п/ст.

Для обеспечения надежности управления ЭС необходимо определение:

§ Объема оснащения всей системы электроснабжения средствами релейной защиты, линейной и противоаварийной автоматики;

§ принципов организации эксплуатации э/ст и электрических сетей.;

§ структуры оперативно-диспетчерского управления;

§ составы работ по оснащению ЭС и энергообъектов средствами оперативного и автоматического управления;

§ порядка разработки и внедрения режимов ОЭС;

§ Система обучения эксплуатирующего и оперативного персонала методом предотвращения аварий.

В ряде действующих отраслевых директивных документов имеются основные нормативные требования и методические указания по обеспечению надежности при проектировании ЭС, ведении эксплуатации и оперативному управлению. К этим документам относятся:

§ Руководящие указания по проектированию энергосистем и энергообъектов;

§ ПТЭ э/ст и сетей;

§ ПУЭ;

§ руководящие указания по устойчивости ЭС;

§ руководящие указания по релейной защите, системной и противоаварийной автоматике;

§ нормативные показатели использования оборудования э/ст;

§ ограничение потребления и отключения электроэнергии.

§ Баланс мощности составляется для зимнего годового графика нагрузки;

§ дается общая оценка достаточности и эффективности средств повышения устойчивости автоматических систем управления, возможные последствия отказа средств релейной защиты, ПА и коммутационных аппаратов;

§ ввод мощности на э/ст определяется условиями покрытия максимальной нагрузки и создания резерва мощности;

§ учитываются снижения мощности из-за ограничения при ее выдаче, снижение мощности планируется приблизительно 10% от установленной.

Размер резерва для КЭС, ТЭЦ с агрегатами менее 100 МВт - 2%; 100-135МВт - 3,5%; 150-200 МВт - 4-4,5%; 250-300 МВт - 5%. Для КЭС с энергоблоками от 500 МВт до 1600 МВт - 5,5-7%; для АЭС с реакторами 210-365 МВт - 3%, 440 МВт - 4%; 1000МВт - 5,5%; 1500 МВт - более 6%.

Капитальные ремонты и средние ремонты проводятся в период сезонного спада нагрузок. Для ремонтов приняты следующие значения среднегодовой длительности простоя оборудования электростанций: ГЭС и ГАЭС - 4,1%, календарного времени (год), КЭС и ТЭС с агрегатами менее 100 МВт - 2,5%; 100-135 МВт - 3,5%; энергоблоками 150-200 МВт - 3-3,5%, 250-300 МВт - 5,5%; 500-1600 МВт - 6,8%. АЭС с реакторами 210-365 МВт - 10%; 440 МВт - 11,5%; 1000 МВт - 13-13,5%; до 1500 МВт - 14%.

Рекомендуемые показатели надежности - среднестатистические значения относительной длительности к нормальной работе аварийного простоя; агрегатов ГЭС - 0,005; ТЭС - 0,02; энергоблоков ТЭС 500 МВт - 0,055; энергоблоков ТЭС 1600 МВт, АЭС - 2000, 1500 МВт - 0,13-0,14.

Уровни токов кз (периодической составляющей) на шинах э/ст, п/ст не должны превышать при U=110-150кВ - 31,5кА; 220-330кВ - 40кА; 500-750кВ - 63кА.

Рекомендуются принципы построения городской распределительной сети для электроприемников I-III категории.

Например, для I категории: двухлучевая схема с двухсторонним питание и АВР на U=0,4кВ двухтрансформаторных подстанций 10/0,4 при подключении взаимно резервируемых линий 10 (6) кВ к разным источникам питания.

Дата добавления: 2015-04-30