УДК 621.311

Руководящие указания по выбору средств компенсации мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ.

Указано назначение и рассмотрена основные особенноетп применения средств компенсации реактивной мощности и регулируемы:*: трансформаторов в электрических сетях 110-115СкЗ, рекомендованы расчетные условия для их выбора э современных энергосистемах.

В качестве средств компенсации реактивной мощности рассмотрены шунтирующие реакторы, шунтовые батареи конденсаторов, синхронные компенсаторы, статические компенсаторы реактивной мощности, управляемые реакторы и асинхрониэированные турбогенераторы.

Руководящие указания предназначены для инженерно- технического персонала проектных и эксплуатирующих организаций.

РАЗРАБОТАНО институтом "Знергосетьлроект” (головная организация} Руководители темы к. т.н. Лысков Ю.И. и к.т.н. Хзошинская З.Г.

утверждено Департаментом науки и техники РАО "ЕЭС России”

”04” апреля 1997г.

Начальник Берсенев А.П.

утверждено Департаментом электрических сетей РАО “ЕЭС России” ”04” апреля .1997г.

Начальник Дементьев Ю.А.

СОДЕРЖАНИЕ

1. Область применения,

2. Назначение средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110 - 1150 кВ........................

3. Расчетные условия для выбора типа, мощности ■л размещения средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110 - 1150 кВ......................................

4. Рекомендации по применению средств компенсации реактивной мощности и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110 - 1150 кВ..................

Список литературы.

Приложение 1. Основные технические характеристики средств компенсации реактивной мощности :: регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1ISO кВ........................................

4.2. Для компенсации зарядной мощности линий электропередачи 110-1150 кВ, регулирования напряжения и снижения перенапряжений в системообразующих и распределительных сетях следует применять шунтирующие реакторы, параметры которых приведены в таблице П-1.1 Приложения 1.

Шунтирующие реакторы могут присоединяться к линиям электропередачи или к сборным шинам электростанций и подстанций.

Шунтирующие реакторы следует подключать к линии электропередачи для снижения перенапряжений при односторонних включениях и отключениях линии, а также для гашения дуги на линии в цикле ОАПВ, причем, как правило, они должны подключаться к линии через коммутационные аппараты и лишь в редких случаях без них.

Для коммутации шунтирующих реакторов на напряжении 750 и 1150 кЕ следует использовать включатели-отключатели (в том числе с демонтированными искровыми промежутками). Злегазовые выключатели следует применять на напряжении 110 и 500 кВ.

Для ограничения перенапряжений при аварийных коммутациях линий электропередач 500-1150 кВ следует использовать быстродействующее включение реакторов с помощью искровых промежутков, шунтирующих часть контактов выключателей.

Для ограничения перенапряжений при плановых коммутациях линий рекомендуется применять шунтирующие реакторы в сочетании с регулированием трансформаторов.

В случае, когда нет необходимости подключать шунтирующие реакторы к линиям электропередачи по условиям о--дностороннего включения, отключения и ОАПВ отходящих линий, их следует подключать через коммутационные аппараты к сборным шинам электростанций и подстанции .

Рекомендуется при проектировании предусматривать возможность переключения шунтирующих реакторов с линий на сборные шины подстанций при ремонте линий.

При использовании на подстанции нескольких групп однофазных шунтирующих реакторов одного напряжения рекомендуется предусматривать установку резервной фазы на 2-3 группы, а на напряжении 1150 кВ - при установке даже одной группы.

Допускается применение неполнофазного включения шунтирующих реакторов при условии, что будет выполнена соответствующая отстройка в действии на отключение последних ступеней резервных релейных защит линий и трансформаторов на подстанции, где они установлены.

4.3.    Для нормализации уровней напряжения и снижения потерь мощности в распределительных сетях на узловых подстанциях ИОкВ и виде применяются шунтовые конденсаторные батареи с установленной мощностью 52 И 108 МВАр.

При проектировании новых объектов в сетях 110 кВ рекомендуется применять шунтовые конденсаторные батареи модульного типа из блоков заводского изготовления с конденсаторами типа КЭП и др. с экологически безопасными материалами.

При установке на подстанции конденсаторных батарей общее число нелинейных ограничителей перенапряжений (ОПН) по условиям гашения энергии при кратности перенапряжений 3,0 для сетей 110 кВ должно быть увеличено с 2-х (обычно устанавливаемых на шинах или трансформаторах) до 4-6 в зависимости от мощности конденсаторных батарей, а также от схемы первичных соединении и типа оборудования распределительного устройства подстанции.

4.4.    Для непрерывного плавного регулирования реактивной мощности и напряжения в системообразующей сети и повышения ее пропускной способности по условиям статической и динамической устойчивости следует применять автоматически регулируемые СКРМ (п.4.1), автоматические регуляторы которых должны обеспечивать устойчивую работу и полное использование их регулировочного диапазона.

4.4.1. Синхронные компенсаторы (табд.П-1.2) обеспечивают непрерывнее регулирование реактивной мощности во всем диапазоне выдачи - потребления. При этом для синхронных компенсаторов типа КОББ 50, КСЕБ 100, КСВБ 160 с единичной мощностью 50, 100 и 160 MBA макси

мальная величина потребляемой реактивной мощности составляет порядка 50* их номинальной мощности. Синхронные компенсаторы типа КСВБО с двумя обмотками на роторе и реверсивной быстродействующей системой возбуждения со специальным автоматическим регулятором возбуждения обеспечивают потребление реактивной мощности до 80*.

3 режиме выдачи реактивной мощности синхронные компенсаторы допускают кратковременную полуторакратную перегрузку £63, которая необходима для повышения устойчивости энергосистема в переходных режимах.

4.4.2. Статические тиристорные компенсаторы (СТК) реактивной мощности (табл.П-1.3а,б) являются наиболее быстродействующими иг всех непрерывно автоматически регулируемых средств компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения, указанных в п.4.1.

СТК содержат модули в виде тиристорно-реакторных групп наружной установки (табл.П-1.36), которые совместно с конденсаторными батареями подключаются к третичным обмоткам трансформаторов.

Требуемая по условиям расчётов мощность статических компенсаторов обеспечивается выбором соотвествующего количества параллельно включённых модулей с общей системой регулирования.

Наряду с непрерывно регулируемыми СТК могут применяться стати

ческие компенсаторы со ступенчатым управлением, в которых реакторные группы коммутируются дискретно с помощью вакуумных выключате

ирать величину ступени управления такого стзтичес-ра и сравнивать техническую и экономическую эффек-ользовакия с непрерывно регулируемым статическим енсатором реактивной мощности, устойчивости нагрузки и предотвращения "лавины аспределительных сетях 35-220 кВ следует применять ируемые быстродействующие статические тиристорные

компенсаторы реактивной мощности.

4.4.3. 3 системообразующих сетях 500 кВ при необходимости непрерывного регулирования реактивной мощности и напряжения э суточном или недельном циклах следует применять управляемые реакторы, в том числе с подмагничиванием магнитопровода (например, управляемые реакторы РТУДД-180000/500 У1 с номинальным напряжением 525/УЗ кВ и номинальной мощностью трех фаз 180 MBA).

4.4.4. При технико-экономическом обосновании новых электростанций, а также при расширении, реконструкции и техническом перевооружении существующих электростанций следует рассматривать различные варианты пс выбору СКРМ, в том числе по применению асинхрони-зировакных турбогенераторов (АСТР).

Асикхрониэированные турбогенераторы могут длительно работать с глубоким потреблением реактивной мощности при номинальной величине активной мощности и более устойчивы по сравнению с синхронными генераторами.

Применение АСТГ позволяет в ряде случаев отказаться от использования шунтирующих реакторов, устанавливаемых с целью нормализации уровней напряжения вблизи электростанции.

Типы и параметры АСТГ приведены в табл.И-1.5 Приложения 1.

4.5. Для регулирования напряжения и перераспределения реактивной мощности, а также уменьшения потерь мощности в распределительных сетях 110 - 330 кВ, необходимо применять трансформаторы и автотрансформаторы с устройствами регулирования напряжения под нагрузкой српк).

При применении регулирования трансформаторов с помощью РПН рекомендуется выбирать коэффициенты трансформации близкие к оптимальным на заданный период времени (неделю, месяц, сезон) и тем

самым снизить требуемое количество переключений (метод так называемых временно-стабильных коэффициентов).

Для обеспечения требуемого коэффициента трансформации и его сезонного изменения на автотрансформаторах с номинальным напряжением обмоток 750/330кВ взамен РПК устанавливают переключатели без воз

буждения в диапазоне ±(2x2,5)% в нейтрали.

Для автотрансформаторов с номинальным напряжениемй обмоток

1150/500 кВ предусмотрено применение переключения нерегулируемых последовательных трансформаторов в нейтрали.

4.6. Эффективность регулирования напряжения с помощью регулируемых трансформаторов обеспечивается только при достаточной распо

лагаемой реактивной мощности в узлах зл-рекомендуется использовать регулируемые

гнсации реактивной мощности с целью нор-;!я и уменьшения потерь мощности в элект-зе и потерь на корону в электропередачах

напряжением 500 кВ и выпи

Для повышения эффективности непрерывно и дискретно регули-СКРМ б аварийных режимах следует рассматривать их примене->мплекее с другими средствами протизоаварийного управления, :аченными для повышения устойчивости и автоматического ог

раничения снижения ( или повышения ) напряжения, например, форсировка возбуждения генераторов, форсировка конденсаторов, отключение шунтирующих реакторов C9J.

Список литературы

1. "Правила устройства электроустановок", М., Энергоатомиздат, 1986.

2. "Руководящие указания и нормативы по проектированию развития энергосистем и электрических сетей", Энергосеть проект, М., 1995.

2. "Руководящие указания по устойчивости энергосистем",СПО Союз-техэнерго, М.,1984.

4. "Методические указания по выбору средств регулирования напряжения и компенсации реактивной мощности на подстанциях и в линиях электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения при проектировании". ЦДУ ЕЭС СССР, Энергосетьпроект, М., 1987.

5. "Типовая инструкция по эксплуатации генераторов на станциях" РД 34.45.501-88, Союзтехэнерго, М., 1989.

б. "Правила технической эксплуатации сетей", Энергоатомиздат, М., 1389.

7. Г'XT 13109-87 "Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения. "

8. Справочник по проектированию электроэнергетических систем, под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро, Энергоатомиздат, М., 1985.

Руководящие указания по противоаварийной автоматике энергосистем ( основные положения ), Союзтехэнерго, М., 1987.

Приложение

Таблица П-1.1

Параметры шунтирующих реакторов 110 - 1150 кВ (однофазных;

Тип	ином кВ	Shom МВ. А	л ? кВт
РОДБС-33333/110	121/|<3	33 3	180
?0Дц-60000/500	525/1/3	60	205
РОДИТ-110000/750	787/уЗ	110	350
РОДЦ-300000/1150	1200/УЗ	300	900

Таблица П-1.2

Параметры синхронных компенсаторов

Тип Мощность Мощность Напря- Частота Потери GD2 м компенсатора емкости. индуктивн. жение вращ режим z ежим т.чг МВ. А МВ. А ун об/мин кВт 1 КСВБ 50-11У1 50 20 *1 ^ 750 800 ол wl 9 КСВБО 50-11У1 50 33 11 750 800 31,5 3 KOBE 10О-11У1 ICO 50 750 1350 55 4 КСВБ0100-11У1 100 32,5 Л Л 1. 1 750 1350 56,5 и КСВБ 160-15У1 160 SO 15,75 750 1750 75.3 6 КСВБ0160-15У1 160 120 15,75 750 1750 79

N	Xd	X'd	x"d ха х"а	Хо	Гао	I'd	T"d	1 a
__	отн. ед				г% Уш<
1,2	2,2	0,	0,25 1,18 0,29	0,12	7,6	- , и	0 06	0,2
4	2,1	0,4	0.2 1,26 0,21	0,1	9.5	1.3	0.0с	0,2
г,6	2,0	0,45 0,2 1,3 0,21		0,12	9.2	2,06	0,06	0,2

Таблица П-1.За

Параметры статических тиристорных компенсаторов реактивной мощности

Тип	Ь’ном> кВ	Оном» MBA	-- Диапазон регулирования ; 0, МЕА
; С7К/ТК?М/-25/10	11	27,5	±27,5
СТЙ-50/10	11	55	±55
; СТК-40/10	11	40	±40
СТК-40/35	35	40	±40
j СТК-55/110	110	_ g5	±55 _1

Таблица Г»-1.36 Параметры модулей статических тиристорных компенсаторов

Тип I	0?ном > » КВ	Оном» : Диапазон регулирования : MBA j Q, MBA
! СТМ-25/.10	11	27.5 I ±27,5
• СТМ-40/10	и	27.5 ±40
; СТМ-50/15	15,75 I	55 ±55
! СТМ-80/20 ■	20	80 I ±80

23тм-т1    Таблица    П-1.5 Параметры асинхрониаировакных турбогенераторов.

На* тменевзни— Един. Тип асинхрониэирозанного генератора параметра Xзрактерис- изме рения АСТГ-200 Т АП-220 ТЗВА-110 ТЗВА-220 T3BA-320 АСТГ-800 тики 1 2 3 4 5 6 Г» ( 8 Мощность МВт 200 220 110 220 320 800 Номинальное напряженке кВ 15,75 15,75 10,5 15,75 20,0 24,0 Г.СЭфУИЦИсН1 МОЩНОСТИ: при выдаче реактивней - 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,9 мощности при потреблении реак- - 0,85 0,85 0,85 0,85 0,85 0,9 | ■ тивкои модности ; К.П.Д.: при выдаче реактивной «г /а QO с го, и 98,6 98,0 98,2 98,3 98,8 j модности 98.6 98,9 при потреблении реактивной модности Максимальная потребляемая реактивная МВАр j 1 1 j j мощность: 186 353 387 889 при P-Fhom При г-0 124 235 136 258 58 129 136 259 Максимальная активная МВт 150 180 84 174 228 710 j нагрузка в длительном синхронном едим* 1 1 при потреб-яемои реак-ивной мод-со тп) МВАр (180) (150) (98) (192) (269) (530) j i 1 хдзлпзадие j ЙДЫ: i Обмотки статора вода воздух вода вода вода вода ; МО - ки тора водород воздух вода вода вода вода ; *рлечкик татора водород воздух вода вода вода вода j Рудник • • ** ^ водород воздух воздух воздух воздух воздух 1 j ЛЮ по АО АО АО ПО 1 Электро- Электро Электро- Электро- Электро- Электро-; тяжмао тяжмаш сила сила о ила тяжмаш Электро-! _ сила) j

23тм-т1

1. ОБЛАСТЬ ПРИМЕНЕНИЯ

1.1.    Настоящие Руководящие указания (РУ) распространяются на выбор средств компенсации реактивной мощности (СКРМ), их вида, мощности, размещения и способа присоединения к электрической сети, а также регулируемых трансформаторов и автотрансформаторов (далее "трансформаторов") в сооружаемых и реконструируемых электрических тетях 110-1150 кВ и не распространяются на выбор и размещение источников реактивной мощности для повышения коэффициента мощности электрической нагруэки потребителей.

1.2.    Настоящие РУ следует применять при разработке схем развития энергосистем и схем выдачи мощности электростанций, при разработке проектов линий электропередачи и подстанций, как при новом строительстве, так и при их расширении, реконструкции и техническом перевооружении, а также при проектировании отдельных установок компенсации реактивной мощности в связи с изменением режимов и конфигурации электрической сети.

1.3.    Настоящие РУ основываются на ранее разработанных нормативных документах С1-53, исследованиях, опыте проектирования и эксплуатации электрических сетей энергосистем.

2. НАЗНАЧЕНИЕ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРУЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 110 - 1150 кВ.

2.1. Средства компенсации реактивной мощности и регулируемые трансформаторы в электрических сетях 110-1150 кВ предназначаются для поддержания уровней напряжения в пределах, рекомендуемых ГОСТ 13139-87 "Электрическая энергия. Требования к качеству электрической энергии в электрических сетях общего назначения", а также действующими Правилами технической эксплуатации электрических станции и сетей [61 с целью обеспечения нормируемых сроков службы оборудования, снижения влияния напряженности электрического поля

на окружающую среду вблизи линий электропередачи 330-1150 кВ, снижения электромагнитных и акустических помех от короны на проводах ЕЛ и ОРУ подстанций, улучшения условии работы коммутационной аппаратуры.

Средства компенсации реактивной мощности могут применяться также для

-    поддержания величины реактивной мощности генераторов в допустимых пределах,

-    снижения потерь мощности в электрических сетях энергосистем,

-    повышения пропускной способности линий электропередачи по условиям статической и динамической устойчивсети,

-    повышения устойчивости нагрузки и предотвращения "лавины напряжения ".

Возможно использование СКРМ также для снижения перенапряжен:::: при плановых и аварийных коммутациях, а регулируемых трансформат:-ров - при плановых коммутациях длинных линий сверхвысокого напряжения, а также для уменьшения перевозбуждения магнитопрозодсв трансформаторов и автотрансформаторов.

Хроме того, СКРМ и регулируемые трансформаторы при псфазном управлении могут использоваться для симметрирования режимов работы трехфаэных линий электропередачи, для гашения дуги при применении однофазного автоматического повторного включения (САПЕ) линий электроне ре дачи.

2.2. СКРМ могут применяться самостоятельно для выполнения функций, указанных в п.2.1. Однако комплексное использование СКРМ и регулируемых трансформаторов в системообразующих и распределительных сетях 10G - 5G0 кВ расширяет их функциональные возможности :: Д-ает наибольший технике-экономический эффект.

Средства компенсации реактивной мощности должны обеспечивать допустимые уровни напряжения, как правило, при нормальных режимах работы электрической сети, а том числе при минимальных ее нагрув-и номинальных коэффициентах трансформации у трансформаторов.

За счет регулируемых трансформаторов должны обеспечиваться допустимые уровни напряжения в ремонтных схемах и в послеаварийных режимах при выбранной мощности и расстановке СКРМ.

- б -

3. РАСЧЕТНЫЕ УСЛОВИЯ ДЛЯ ВЫБОРА ТИПА, МОЩНОСТИ И РАЗМЕЩЕНИЯ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРУЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 110 - 1150 кВ.

3.1.    Выбор СКРМ и регулируемых трансформаторов следует основывать на расчетах потокораспределения мощности, уровней напряжения и устойчивости в электрической сети, которые выполняются для нормальной (полной) схемы и для ремонтных схем электрической сети при отключении одного или двух ее элементов, наиболее сильно влияющих на режим сети. 3 качестве таких элементов могут быть рассмотрены трехфазная группа шунтирующих реакторов, наиболее мощный трансформатор, генератор, линия электропередачи.

3.2.    Для выбора СКРМ и регулируемых трансформаторов в электрических сетях 110-1150 кВ следует рассматривать максимальный диапазон изменения реактивной мощности по линиям электропередачи распределительных и системообразующих сетей.

3.2.1.    Для выбора установленной мощности СКРМ и необходимого диапазона регулирования должны рассматриваться режимы максимальных и минимальных нагрузок энергосистемы в пределах суток в летний и зимний периоды.

Если известно, что потоки по линиям электропередачи могут изменяться в более широких пределах в другие периоды года или суток, то такие режимы также должны быть рассмотрены и рассчитаны.

Кроме того, при большой деле участия ГЭС в балансе мощности энергосистемы следует рассматривать режимы в паводковый период.

3.2.2.    При проектировании энергосистем на перспективу 5+10 лет. когда имеются данные только о предполагаемом режиме суточного максимума нагрузки в зимний период, для получения расчетного режима суточного минимума рекомендуется снизить нагрузку во всех узлах энергосистемы на ЗОХ.

При этом в зависимости от предполагаемых условий регулирования напряжения на каждой электростанции рекомендуется сохранять неизменными уровни напряжения на шинах среднего или высшего напряжения электростанции либо на шинах генераторов, не изменять коэффициенты трансформации трансформаторов напряжением 5С€ кВ и выше, не

изменять число включенных щунтирующих реакторов (ШР) и батарей конденсаторов (БК) во всех узлах.

Яри расчете режима суточного максимума нагрузки з летний период рекомендуется расчетную нагрузку в углах сети принять разной 70" уровня нагрузки зимнего максимума, а режим суточного минимума нагрузи! рассчитывать при уровне нагрузок на 30" ниже.чем в режиме максимума нагрузки летнего периода.

При рассмотрении режимов, относящееся к различным периодам года, число включенных ШР, БК, коэффициенты трансформации трансформаторов и уровни напряжения на шинах электростанций могут быть разными, и должны выбираться в соответствии с требованиями нормализации напряжения для каждого периода.

3.3.    Б качестве расчетного режима при выборе СКРМ для линий электропередачи напряжением НО кВ*) и выше необходимо рассматривать также режим одностороннего включения линии, •особенно тогда, когда линия подключается к энергосистеме небольшой мощности. Такой расчетный режим должен рассматриваться, если отношение зарядной мощности линии к мощности короткого замыкания в месте ее включения больше 0,1.

3.4.    При выборе СКРМ для энергосистем, нагрузка которых содержит Солее 20% крупных синхронных двигателей (например, единичной мощностью 4 МВт и выше), необходимо выполнять расчеты послеаэарий-яых режимов при расчетных возмущениях, указанных в п. 3.13, чтобы с помощью СКРМ обеспечить допустимый уровень напряжений а этих режимах.

Еыбор СКРМ и их размещение з распределительных сетях энергссис-• г.м, питающих потребителей с синхронными двигателями, следует заполнять таким образом, чтобы синхронные двигатели, как правило, работали с выдачей реактивной мощности, что повышает их устойчивость .

3.5.    Расчетные напряжения на шинах электростанций в режиме максимума нагрузок в соответствии с требованиями "Руководящих указаний и нормативов по проектированию развития энергосистем и электрических сетей" С23 принимаются выше номинальных для 750 кВ - на

*) При длине ЗЛ 110 кВ свыше 200 км

2,5%, для 500 и 320 кВ - на 5%, для 220 и 110 кВ - на 10% и сохраняются неизменными при переходе к расчету минимального режима в пределах суток.

3.6.    Выбор СКРМ должен производиться с учетом ограничений, установленных для генераторов по величине и длительности потребления ими реактивной мощности з соответствии с Типовой инструкцией по эксплуатации генераторов на электростанциях [5], требованиями заводов-изготовителей и эксплуатационных директивных материалов ?АО "ЕЭС России".

3.7.    Если сведения об указанных в п.3.6 ограничениях отсутствуют, то при выборе СКРМ должны быть учтены следующие ограничения на режимы работы генераторов:

-    для синхронных турбогенераторов единичной мощностью 100 -МВт, а также гидрогенераторов с непосредственным охлаждением обмоток прием реактивной мощности не допускается в нормальных режимах;

-    для синхронных турбогенераторов 500, 800, 1000, 1200 МБ? прием реактивной мощности не допускается в любых режимах;

-    для аеинхрониэированных турбогенераторов должна учитываться возможность их использования для потребления реактивной мощности из сети в зависимости от загрузки по активной мощности (табл.П-1.5) во всех режимах энергосистем.

3.8.    Для гидрогенераторов с косвенным охлаждением допускаются следующие режимы работы:

-    потребление реактивной мощности при выдаче активной мощности при условии, чтобы полная мощность генератора не превышала его номинальную величину ( S < S ном );

-    выдача или потребление реактивной мощности, не превышающей номинальную величину, при работе в режиме синхронного компенсатора с отжатием воды из гидротурбины.

3.9.    При расчетах режимов работы системообразующих сетей допус-■"•а-тся использование эквивалентных нагрузок на шинах среднего или низшего напряжения подстанции.

Реактивная составляющая или коэффициент реактивной мощности (t*<p) эквивалентной нагрузки на шинах соответствующих подстанции при

проектировании должны быть заданы на основании данных энергосис-тем, проектных данных по схемам развития отдельных энергосистем либо з пределах, установленных Руководящими указаниями и нормативами по проектированию развития энергосистем и электрических сетей С23.

3.10.    При распределении суммарной мощности СКРМ между сетями 110-220 кЗ и системообразующими сетями более высокого напряжения следует стремиться к полной компенсации потоков реактивной мощности в сетях на каждом уровне напряжения.

3.11.    Выбор -СКРМ при проектировании Гб] должен производиться таким образом, чтобы уровень напряжения в электрических сетях НО - ибо кВ не превышал наибольшего рабочего напряжения электрооборудования 126, 252, 363, 525, 787 и 1200 кВ соответственно).

В расчетном режиме максимальной нагрузки энергосистемы на понижающих подстанциях, являющихся центрами литания распределительных сетей, уровень напряжения на вторичной стороне трансформаторов, как правило, должен быть не ниже 1,05 номинального, а в после аварийном режиме не ниже номинального C2J.

3.12.    При выборе СКРМ, предназначенных для снижения перенапряжений, следует учитывать, что повышение напряжения на разомкнутом конце линии в режиме одностороннего включения не должно превышать 1,1 от наибольшего рабочего напряжения на время до 20 минут и 1,07 на время до 60 минут.

Определяющими для установки СКРМ по условиям перенапряжений являются квазиуетансвившиеся перенапряжения на промышленной частоте и при самовозбуждении 2-й гармоники.

Выбор вида, мощности и расстановки СКРМ определяется этими перенапряжениями при односторонних включениях и отключениях линий (при неполнофаэных коммутациях, ОАПБ, отключениях несимметричных 23 на линиях и при асинхронном ходе).

При этом уровни установившихся перенапряжений не должны превышать допустимые для применяемых ограничитнлей перенапряжений нелинейных (ОЛЮ. Если эти перенапряжения выше допустимых для данного типа СПИ, то при проектировании рекомендуется либо выбрать другой -ип ОНИ,либо дополнительно установить СКРМ (или изменить мощность и расстановку уже выбранных СКРМ).

3.13.    Выбор СКРМ для повышения пропускной способности электропередачи должен производиться на основе расчетов статической и динамической устойчивости б соответствии с требованиями, определяемыми "Руководящими указаниями по устойчивости энергосистем" [33.

достаточность выбранных СКРМ допустимо проверять только в тех расчетных схемах и режима:-: и при тех расчетных видах возмущений первой группы, регламентированных з СЗЗ, при которых устойчивость должна сохраняться без применения управляющих воздействий от устройств противоаварийной автоматики.

3.14.    Расчет потока-распределения высших гармоник тока в электрической сети, генерируемых СКРМ, следует производить с такими углами управления СКРМ, при которых значение тока каждой гармоники максимально, чтобы исключить возникновение резонансных повышений напряжения на оборудовании энергосистемы и влияние на технические средства связи.

3.15.    С помощью СКРМ следует обеспечить степень компенсации зарядной мощности линии не менее 30-100% - на 500 кВ, 100-110% - на ?50кВ И 110-120%-на 1150КБ.

Целесообразно равномерно распределить суммарную мощность реакторов вдоль линий 500,750 и 1150 кВ.

В узлах примыкания сети к электростанциям должна быть обеспечена компенсация зарядной мощности примерно половины длины зсех примыкающих линий с учетом ограничений по реактивной мощности генераторов и с учетом потребления реактивной мощности местной нагрузкой.

В линиях электропередачи, питающих тяговую нагрузку, необходимо выбирать размещение и мощность СКРМ с учетом неравномерности потоков мощности по их отдельным участкам.

3.16.    Технический эффект от применения СКРМ рекомендуется оценивать с помощью соотношений, характеризующих изменение напряжения, уменьшение потерь мощности или энергии на единицу установленной мощности СКРМ соответственно:

^ и /д Q (кВ/кВ.А); Д П /ДО, (кВт/кВ.А); Д Э /Д Q (кВт.ч/кВ.А)

Эффект от использования непрерывно регулируемых СКРМ дополнительно оценивается по отношению Д PMQ (кВт/кВ.А), характеризующему увеличение пропускной способности сети.

28тм-т1

Близкие к оптимальному варианты размещения СКРМ в электрической сети отбираются по наибольшим значениям этих соотношений, определенным для совокупности узлов сети.

3.17. Места размещения, тип и мощность СКРМ следует выбирать на основе технике-экономических расчетов.

Экономический эффект от применения СКРМ зависит от их стоимости, ущерба от ускоренного износа оборудования из-за повышения напряжения, стоимости потерь мощности и энергии, стоимости дополнительно полученной пропускной способности линий электропередачи, а также затрат на альтернативные мероприятия, направленные на нормализацию уровней напряжения в энергосистеме.

4. РЕКОМЕНДАЦИИ ПО ПРИМЕНЕНИЮ СРЕДСТВ КОМПЕНСАЦИИ РЕАКТИВНОЙ МОЩНОСТИ И РЕГУЛИРУЕМЫХ ТРАНСФОРМАТОРОВ В ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СЕТЯХ 110 - 1150 кВ.

4.1.    Б распределительных и системообразующих электрических сетях цо+1150 кВ могут применяться средства компенсации реактивной мощности и регулирования напряжения следующих видов:

4.1.1.    Нерегулируемые или регулируемые с недельным (сезонным) циклом, е том числе:

шунтирующие реакторы, шунтовые батареи конденсаторов,

трансформаторы с переключением ответвлений обмоток без возбуждения (ПЕВ).

4.1.2.    Непрерывно автоматически регулируемые, в том числе:

синхронные генераторы, синхронные компенсаторы, синхронные двигатели,

асикхрониэирозакные турбогенераторы (АСТГ); статически тиристорные компенсаторы, управляемые реакторы.

4.1.3.    Дискретно автоматически регулируемые, в том числе:

трансформаторы о регулированием напряжения под нагрузкой (РПН),

статические компенсаторы со ступенчатым управлением.