Ориентировочные размеры площадок открытых подстанций 110-750 кВ

Сочетания напряжений, кВ	Количество	ВН		СН		Ориентиро-
	И мощность трансформа­торов, шт. х МВА	Кол-во ВЛ	Типовая схема	Кол-во ВЛ	Типовая схема	вочные размеры площадки, м
110/10	2x16-2x40	2	110-4Н(5Н)	-	-	60x70
110/35/10	2x16-2x40	2	110-4Н(5Н)	4	35-9	90x100
220/110/10	2*125-2*200	2	220-7	10	110-12	150^200
330/110/10	2x125-2x200	2	330-7	10	110-12	200^250
500/220/10	2*(3*167)	4	500-15	10	220-12	300x500
750/330	2х(3*333)	4	750-16	6-8	330-17	600x700

Размеры площадок для КТП приведены в и. 5.7.

Для закрытых ПС 110/10 кВ с двумя трансформаторами от 16 до 63 МВА и схемой на стороне ВН 110-4 (4Н) или 110-5 (5Н) размер зда­ния следует принимать ЗОЧЗО м, а площадки – 45x50 м.

Сооружение открытых ПС в городах ограничивается стесненнос­тью территории, уровнем шума, создаваемого трансформаторами, а так­же другими градостроительными требованиями.

Допустимое расстояние от открытых ПС (без проведения меропри­ятий по борьбе с шумом) до различных зданий и городских территорий характеризуется данными табл. 4.11.

Таблица 4.11

Допустимое расстояние от открытых подстанций до зданий и территорий в городах

Мощность трансфор­маторов до МВА	Расстояния, м, не маке, до
	жилых зданий, спальных кор-пусов детских учреждений, поликлиник	Школ и других учебных заведений, гостиниц, общежитий, клу­бов, кинотеатров	площадок отдыхав ми­крорайонах	предприятий торговли, общест­венного питания, коммунально-бытовых
40	300	250	150	50
60	700	500	350	100
125	1000	800	600	350

Для закрытых ПС минимальные расстояния до жилых и коммунально-бытовых зданий по условиям шума могут приниматься равными для транс­форматоров до 60 МВА- 30 м, до 125 MB А- 50 м, до 200 МВ-А- 70 м.

4.12. Расчеты режимов электрических сетей

Назначением расчетов режимов электрических сетей являются:

выбор схемы и параметров сети, в т. ч. определение загрузки эле­ментов сети и соответствия их пропускной способности ожидаемым потокам мощности, а также выбор сечений проводов и мощностей трансформаторов;

выбор средств регулирования напряжения, компенсации реактив­ной мощности и оптимизации потокораспределения;

выявление тенденций изменения потерь мощности и электроэнер­гии в электрических сетях и разработка мероприятий по их ограниче­нию;

разработка мероприятий по обеспечению устойчивости электро­энергетической системы (ОЭС).

Для указанных целей в схемах развития энергосистем и электри­ческих сетей выполняются расчеты:

установившихся режимов работы;

статической устойчивости (для системообразующей сети ОЭС);

динамической устойчивости (в схемах выдачи мощности электро­станций);

токов КЗ.

Расчеты выполняются с использованием вычислительной техники и соответствующих программ для ЭВМ.

Расчеты установившихся режимов и статической устойчивости вы­полняются на основной расчетный срок (5–10 лет), а при необходимости, для решения отдельных вопросов развития сети, также на проме­жуточные и перспективные этапы.

Расчеты токов КЗ выполняются на перспективу 10 лет, а при необ­ходимости – на промежуточный период. В схемах развития ОЭС для узловых пунктов системообразующей сети дается также оценка токов КЗ на перспективу 15 лет.

Выбор схемы и параметров основных электрических сетей энергосис­тем производится:

по планируемым потокам мощности, которые характеризуются средними условиями нахождения основного оборудования электростан­ций в плановом и аварийном ремонтах;

но расчетным максимальным потокам мощности, которые харак­теризуются неблагоприятными сочетаниями нахождения в плановом и послеаварийном ремонтах основного оборудования электростанций.

Планируемые потоки мощности между ОЭС обусловлены:

совмещением максимумов нагрузок рассматриваемых частей энер­госистем;

экономической эффективностью передачи электроэнергии взамен транспорта топлива из одной части энергосистемы в другую или целе­сообразностью использования энергии и мощности крупных ГЭС, рас­положенных в одной ОЭС, в переменной части графика нагрузки дру­гой ОЭС;

несоответствием ввода мощности крупных энергоблоков на элект­ростанциях росту максимума нагрузки ОЭС.

Для обеспечения надежного функционирования ЕЭС России с электропередачами большой пропускной способности на дальние рас­стояния и предотвращения возможного развития аварий при их отклю­чении приняты максимально допустимые значения относительных де­фицитов мощности при нормальной схеме и в нормальных режимах работы, которые зависят от мощности нагрузки в приемных частях Еди­ной энергосистемы.

В соответствии с требованиями по предотвращению каскадного развития аварий принято, что относительный дефицит мощности в приемных ОЭС не должен превышать 5–10 % от их максимальной на­грузки.

Для каждого предлагаемого к сооружению электросетевого объекта выполняется обоснование технико-экономической эффективности. Процесс технико-экономического обоснования электросетевых объек­тов характеризуется следующими основными этапами:

определение технической необходимости сооружения;

выбор технических решений;

оценка экономической эффективности отобранных решений.

Пропускная способность системообразующих связей ЕЭС России в сечениях между ОЭС определяется по расчетным максимальным перетоками мощности, которые обусловлены планируемыми перетоками мощности между ОЭС и перетоками взаиморезервирования.

Перетоки взаиморезервирования обусловлены сокращением расчет­ного оперативного резерва энергосистем (ОЭС) при их совместной ра­боте в ЕЭС России.

Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС в сечениях между ОЭС не должна быть меньше величины, принимаемой процен­том от максимума нагрузки меньшей из рассматриваемых частей ЕЭС России согласно табл. 4.12.

Таблица 4.12