Оао "фск еэс" Основные положения Стратегии развития Единой национальной электрической сети на десятилетний период

Вид материала

Анализ

Содержание 4. Развитие ЕНЭС России на период до 2013 года. 5. Новая техника и технологии, обеспечивающие 5.1. Новые электросетевые технологии. 5.2. Новая техника. Трансформаторное оборудование Комплектные распределительные устройства Защитные аппараты Статические тиристорные компенсаторы (СТК)

Подобный материал:

• Положение разработано ОАО «росэп» при участии специалистов Центра управления межрегиональными, 1360.14kb.
• Положение разработано ОАО «росэп» при участии специалистов Центра управления межрегиональными, 1367.22kb.
• На семинаре представляются доклады ведущих специалистов, 223.8kb.
• Филиала ОАО «фск еэс» – Хакасское пмэс мэс сибири, 64.65kb.
• Методические аспекты и подходы к оценке надёжности электрической сети, 412.23kb.
• В. В. Князев Генеральный директор ОАО «росэп» Врамках реализации Программы ОАО «фск, 60.28kb.
• Решение Совета директоров рао "еэс россии", 26.94kb.
• В соответствии с п. 12., 3798.84kb.
• Мониторинг средств массовой информации 15 апреля 2011 года, 737.52kb.
• Рао «еэс россии» безопасность гидротехнических сооружений. Основные понятия. Термины, 272.39kb.

ИКПС включает следующие функциональные показатели, которые отражают состояние отдельных наиболее значимых свойств сети, характеризующих эффективность ее функционирования и развития, в том числе: надежность ЕНЭС, ремонтопригодность сетей, качество функционирования ЕНЭС, удовлетворенность спроса на услуги ЕНЭС.

Интегральный критерий затрат (ИКЗ) отражает уровень затрат, обеспечивающих текущее функционирование ЕНЭС, а также инвестиционных средств, которые приходится нести организации, обеспечивающей функционирование и развитие ЕНЭС - ОАО «ФСК ЕЭС» и других собственников сете­вых активов ЕНЭС.

ИКЗ включает конкретные функциональные показатели, отражающие объем затрат, направляемых на функционирование и развитие ЕНЭС, в том числе: стоимость текущего обслуживания ЕНЭС, стоимость инвестиционного портфеля ЕНЭС.


Состав интегральных критериев и порядок принятия решений с использованием ОКОР, а так же величина ОКОР, отражающая функционирование сети ОАО "ФСК ЕЭС", как основы ЕНЭС, в разрезе магистральных электрических сетей – филиалов ОАО "ФСК ЕЭС" (по основным показателям функционирования) представлены в приложении 3.


4. Развитие ЕНЭС России на период до 2013 года.

Главным условием обеспечения полноценных конкурентных взаимоотношений на рынке электроэнергии со стороны электрических сетей является минимизация технических ограничений, приводящих к снижению против возможных предлагаемых продавцами или покупателями объемов покупки (продажи) электроэнергии или вынужденной коррекции рыночной цены электроэнергии из-за ограничений на свободу предложений.

Развитие электрической сети ЕЭС и ОЭС России напряжением 220 кВ и выше на период до 2013 года разработано для повышенного и пониженного вариантов развития электроэнергетики России с уровнями возможного спроса на электроэнергию по России в целом, соответственно, 1109 млрд. кВт.ч и 1049 млрд. кВт.ч на уровне 2013 г.

В основу перспективного развития электрической сети переменного тока ЕЭС и ОЭС России заложена шкала номинальных напряжений 110 – 220 – 500 – 1150 кВ, принятая в большинстве регионов России. В Северо-Западном регионе, а также частично в регионе Центра и на Северном Кавказе используется шкала номинальных напряжений 110 (150) – 330 – 750 кВ. Схема развивается таким образом, чтобы свести к минимуму число дополнительных трансформаций 220/330, 330/500, 500/750 кВ в зонах совместного действия этих классов напряжений.

В период до 2013 г. для повышенного варианта рекомендуется сооружение новых электросетевых объектов напряжением 220 кВ и выше для¹:

• выдачи мощности АЭС, ТЭС и ГЭС: Кольской, Калининской, Волгодонской, Балаковской АЭС, Белоярской АЭС-2, Псковской, Конаковской, Нижневартовской, Пермской, Харанорской ГРЭС Березовской ГРЭС-1, Калининградской ТЭЦ-2, Ульяновской ТЭЦ-2, Краснодарской ТЭЦ, Уфимской ТЭЦ-5, Тюменской ТЭЦ-1, Красноярской ТЭЦ-3, Амурской ТЭЦ-1, Хабаровской ТЭЦ-3, Уссурийской ТЭЦ, Ирганайской ГЭС, Зарамагской ГЭС, Богучанской ГЭС, Бурейской ГЭС, Нижне-Бурейской ГЭС, Чагоянской ГЭС, Усть-Среднеканской ГЭС.
  

Это потребует ввода 5580 км ВЛ, 4582 МВА трансформаторной мощности и капиталовложений в размере 49 410 млн. руб., из них электросетевые объекты напряжением 330 кВ и выше составят ВЛ – 3221 км, ПС – 4206 МВА, капитальные вложения – 39 700 млн. руб.

• надежного электроснабжения потребителей: ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, ОЭС Средней Волги, ОЭС Северного Кавказа (в т.ч. Чеченской республики), ОЭС Урала, ОЭС Сибири, ОЭС Востока (в т.ч. Приморья), а также увеличения пропускной способности межсистемных связей: ОЭС Сибири – ОЭС Урала, ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра, ОЭС Урала – ОЭС Средней Волги, Комиэнерго - Архэнерго, Колэнерго – Карелэнерго - Ленэнерго, Дагэнерго – с центральной и западной частью ОЭС Северного Кавказа, Тюменьэнерго – Урал – Центр, Новосибирскэнерго – Омскэнерго, Бурятэнерго – Читаэнерго, Хабаровскэнерго – Дальэнерго.
  

Для этого необходим ввод ВЛ протяженностью 21562 км, в том числе 10380 км ВЛ 330 кВ и выше, трансформаторов мощностью 44258 МВА, в том числе 20129 МВА на ПС напряжением 330 кВ и выше, что потребует капиталовложений в размере 179 936 млн. руб., в том числе на электросетевые объекты напряжением 330 кВ и выше 106 600 млн. руб.

• расширение экспортных возможностей в Финляндию, Азербайджан, Китай.
  

Это потребует ввода 385 км воздушных линий, 626 МВА трансформаторной мощности и капиталовложений в размере 5620 млн. руб. в том числе для электрических сетей напряжением 330 кВ и выше соответственно 355 км ВЛ, 626 МВА и 5 400 млн. руб.

• обеспечение надежного электроснабжения Калининградской области в условиях вывода из эксплуатации энергоблоков Игналинской АЭС.
  

Это потребует ввода 1501 МВА трансформаторной мощности (501 МВА в ОРУ Смоленской АЭС и 1000 МВА на ПС 750 кВ Белорусская) и капиталовложений в размере 675 млн. руб. (учтено в инвестициях для обеспечения надежного электроснабжения потребителей).

В период до 2013 г. при наличии проектной документации предполагается провести реконструкцию и техническое перевооружение электросетевых объектов 220 кВ и выше 5675 км ВЛ, заменить автотрансформаторы суммарной мощностью 60256 МВА, что потребует капиталовложений в размере 103 200 млн. руб., в том числе на электросетевых объектах напряжением 330 кВ и выше намечается заменить 1072 км ВЛ, 32967 МВА трансформаторной мощности, для чего необходимо 72 000 млн. руб.

Всего за период 2004-2013 гг. намечается ввод ВЛ 330 кВ и выше протяженностью 15028 км, трансформаторной мощности 59429 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению). Такой объем электросетевого строительства потребует 223 700 млн. руб.

За тот же период вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ намечается в следующих объемах ВЛ - 18174 км, трансформаторная мощность 51794 МВА (включая работы по реконструкции и техническому перевооружению). Потребность в капитальных вложениях составит около 114 500 млн. руб.

Суммарно в повышенном варианте развития электроэнергетики ввод воздушных линий напряжением 220 кВ и выше за период 2004-2013 гг. намечается протяженностью 33 202 км, трансформаторной мощности 109722 МВА. Такой объем электросетевого строительства потребует 338 200 млн. руб.

Анализ балансов мощности и электроэнергии крупных энергетических узлов для пониженного варианта развития электроэнергетики России показал, что в период до 2013 г. новое строительство электросетевых объектов напряжением 330 кВ и выше потребуется в меньшем объеме, чем в повышенном варианте. В пониженном варианте за период 2004-2013 гг. намечается ввод 10778 км ВЛ и 54927 МВА трансформаторной мощности напряжением 330 кВ и выше (ниже максимального варианта на 20 % и 8 % соответственно), что потребует капиталовложений в размере 137 800 млн. руб.

Вводы электросетевых объектов напряжением 220 кВ и объемы реконструкции и технического перевооружения электрических сетей напряжением 220 кВ и выше практически не зависят от вариантов развития электроэнергетики России и для пониженного варианта могут быть приняты на уровне повышенного варианта.

Всего в пониженном варианте за период 2004-2013 гг. намечается ввод 30024 км ВЛ и 106721 МВА трансформаторной мощности напряжением 220 кВ и выше. Реализация этого варианта развития электроэнергетики потребует капиталовложений в электросетевое строительство в размере 324 260 млн. руб.

Подробная информация по рекомендуемым к сооружению в период 2004-2013 гг. электросетевым объектам напряжением 220 кВ и выше, включая объекты, вошедшие в "Инвестиционную программу ОАО "ФСК ЕЭС" на 2004 год", приведена в Приложении 4.

Объемы вводов электросетевых объектов ЕНЭС на десятилетний период и необходимые для этого капиталовложения носят предварительный характер и будут уточнены в "Схеме развития Единой национальной электрической сети ЕЭС России напряжением 220 кВ и выше на период 2004-2013 гг.", в ходе разработки которой будут проведены системные исследования, обосновывающие рациональное развитие ЕНЭС, а также анализ режимов ее работы в новых условиях, удовлетворяющих критериям экономичности и надежности электроснабжения потребителей.

Рекомендации по развитию электрических сетей использованы при формировании среднесрочной "Инвестиционной программы ОАО "ФСК ЕЭС" на 2004 – 2006 гг.

В соответствии с проектом инвестиционной программы на 2004 год за счет всех источников финансирования, включая заемные средства, намеченный объем инвестиций составляет 24 127 млн. руб., в том числе на техническое перевооружение и реконструкцию электросетевых объектов 5 350 млн. руб.

5. Новая техника и технологии, обеспечивающие

функционирование и развитие ЕНЭС.


Развитие мировой электроэнергетики на современном этапе характеризуется ростом генерирующих мощностей, увеличением плотности потоков мощности по линиям электропередачи и усложнением структуры энергосистем. Следствием этого являются новые требования к устройствам и системам, обеспечивающим повышение пределов передаваемых мощностей, повышение статической и динамической устойчивости ЭЭС, демпфирование качаний мощности, поддержание напряжения и перераспределение потоков мощности в электрических сетях. Развитие, реконструкция и техническое перевооружение электрических сетей необходимо проводить с учетом этих требований и базироваться на применении новых электросетевых технологий и современного оборудования. Решение этих задач требует, в свою очередь, пересмотра технических требований на основное оборудование подстанций (выключатели, разъединители, реакторы, силовые трансформаторы и др.) и линий электропередач и обеспечения готовности производства к выпуску новой техники, освоение новой техники и технологий в условиях эксплуатации как на объектах техперевооружения, так и нового строительства.


5.1. Новые электросетевые технологии.


5.1.1. Гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии.


Одним из эффективных способов решения проблем, возникающих при развитии и реконструкции системообразующей сети, является применение гибких линий электропередачи, создаваемых на базе преобразовательной техники нового поколения, а также электромашиновентильных систем (асинхронизированных машин) с использованием микропроцессорных систем автоматического управления и регулирования.

К гибким (управляемым) системам передачи, относятся не только электропередачи переменного тока с устройствами силовой электроники, но и вставки и линии электропередачи постоянного тока (FACTS).

К электромашинным устройствам FACTS относятся асинхронизированные машины: генераторы и компенсаторы реактивной мощности, которые благодаря наличию двухфазной обмотки на роторе и соответствующей системы регулирования обеспечивают векторное регулирование в энергосистемах. Две асинхронизированные машины, расположенные на одном валу, обеспечивают асинхронную связь двух энергосистем (аналог вставки постоянного тока).

Широкомасштабное применение подобных технологий и построение сети с использованием устройств FACTS обеспечит:

• повышение пределов устойчивости вплоть до пределов ограниченных нагревом проводов;
  
• оптимальное потокораспределение между линиями различного класса напряжения;
  
• демпфирование колебаний активной и реактивной мощности;
  
• регулирование напряжения (реактивной мощности) в сетях в широких пределах.
  

В нашей стране создан научный задел по разработке и созданию статических устройств FACTS, созданы и испытываются макетные образцы отдельных типов устройств.

За рубежом созданы и внедрены опытные и опытно-промышленные типы различных статических устройств FACTS.

В области асинхронизированных машин в нашей стране разработаны, созданы и внедрены в эксплуатацию асинхронизированные турбогенераторы, не имеющие мировых аналогов, подготовлено производство асинхронизированных машин для описанных выше задач. За рубежом нашли широкое применение асинхронизированные гидрогенераторы для ГАЭС и асинхронизированные компенсаторы.

Для широкомасштабного применения технологий FACTS и создания гибких систем необходимо:

• разработать полномасштабную программу создания и внедрения оборудования технологии FACTS;
  
• выполнить ТЭО применения технологии FACTS для ряда объектов;
  
• разработать спецификацию и изготовление необходимого оборудования на основе современной силовой электроники;
  
• обеспечить внедрение опытных образцов.
  

При этом актуальным является создание гибких электропередач на следующих направлениях: ОЭС Сибири – ОЭС Востока, Тюмень – Урал, Ленэнерго – Карелия - Кола, ОЭС Сибири – Европейская часть ОЭС, ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, ОЭС Северного Кавказа – ОЭС Закавказья (Грузия, Азербайджан), глубокая модернизация преобразовательного комплекса на ПС «Выборгская» с использованием СТАТКОМ, при проектировании и строительстве глубоких вводов высокого напряжения в центры нагрузок.

Для внедрения современной технологии гибких электропередач FACTS необходимо создание и освоение опытно-промышленных современных образцов новой техники. В первую очередь необходимо создание статических тиристорных компенсаторов, управляемых шунтирующих реакторов и систем их управления на базе микропроцессорной техники.


Первоочередной задачей должно быть осуществление в течение ближайших 3-4 лет ряда пилотных проектов, в качестве которых по результатам предварительных исследований могут быть использованы:

• СТАТКОМ на одной из подстанций ОАО "ФСК ЕЭС" (например, ПС «Выборгская»).
  
• Управляемая установка продольной компенсации (например, на межсистемной связи 330/220/110 кВ Ленэнерго-Карелия-Кола).
  
• Преобразователь частоты для связи по сетям 220 кВ ОЭС Дальнего Востока и ОЭС Сибири и др. (например, ПС «Могоча»).
  
• Управляемые шунтирующие реакторы (на ПС-500 кВ линейные – ЛУШР – «Барабинская», «Фроловская», «Хабаровская»; шинные – УШР – «Новоанжерская», «Таврическая», «Новониколаевская»; на ПС-110 кВ «Жирекен» – УШР).
  

Программа «Создание в единой энергосистеме (ЕЭС) России гибких (управляемых) систем электропередачи переменного тока и устройств регулирования напряжения» представлена в Приложении 5.

5.1.2. Использование явления сверхпроводимости в электроэнергетике.


Достижения последних лет фундаментальной науки в области явления "высокотемпературной" сверхпроводимости (ВТСП) позволяют надеяться на то, что в ближайшем будущем может быть начато внедрение устройств и оборудования, использующих это явление в практике электрических сетей. Рядом ведущих зарубежных фирм (АВВ, Сименс, Альстом и др.) с участием ряда энергокомпаний такая работа уже проводится, начата работа по созданию и внедрению макетных и опытных образцов.


В первую очередь необходимо отметить следующие направления использования «высокотемпературной» сверхпроводимости:

• сверхпроводящие ограничители тока (СОТ), способствующие снижению запасов прочности всего электрооборудования по токам КЗ и повышению надежности энергоснабжения потребителей;
  
• силовые кабели;
  
• трансформаторы;
  
• синхронные (вращающиеся) компенсаторы.
  

Эффективность использования в схемах подстанций СОТ определяется уникальными физическими свойствами сверхпроводниковых материалов, которые дают возможность создать токоограничивающие устройства с нелинейной вольт-амперной характеристикой. Такие токоограничивающие устройства в нормальном режиме работы сети имеют малое сопротивление, соответственно малые потери как активной, так и реактивной мощности и малое падение напряжения, а в режимах короткого замыкания (КЗ) имеют большое индуктивное сопротивление, обеспечивающее ограничение тока КЗ до требуемых величин.

Важнейшим элементом, входящим в комплекс энергетического оборудования, связанного со сверхпроводящей (СП) линией электропередачи или другими СП устройствами, является силовой трансформатор. Главной целью разработки силовых СП трансформаторов является устранение с помощью явления сверхпроводимости недостатков, присущих обычным трансформаторам традиционного исполнения. Определенный интерес при этом представляет создание силового трансформатора со сверхпроводящей и обычной обмотками для обеспечения тепловой изоляции между обычным электротехническим оборудованием, работающим при нормальной температуре, и сверхпроводящими устройствами, что обеспечивает минимум теплопритоков и тем самым повышает к.п.д. сверхпроводящей системы.

ВТСП трансформаторы разрабатывают специалисты США, Японии, Франции, Германии и др. промышленно развитых стран. Так, в 1997 г. фирмой АВВ был создан и включен в энергосистему г. Женевы (Швейцария) трехфазный трансформатор с ВТСП обмотками мощностью 630 кВА, напряжением 18720/420 В.

Весьма перспективным является создание высоковольтных кабелей на основе явления ВТСП для вводов мощностей в крупные города, при передаче больших потоков мощностей и ограниченных территориях.

Должна быть разработана полномасштабная программа по созданию и применению в сетях ЕНЭС устройств и оборудования на основе явления ВТСП. На первом и втором этапах должны быть проведены совместно с Минатомом и Минпромнауки полномасштабные НИОКР по разработке, созданию и испытанию макетных опытных и опытно-промышленных образцов оборудования на основе явления ВТСП, а на третьем этапе – начато их освоение в эксплуатации.

Программа по использованию сверхпроводниковых технологий в сетях ОАО "ФСК ЕЭС" представлена в Приложении 6.


5.1.3. Накопители электрической энергии.


Накопители электрической энергии (НЭЭ) – устройства, предназначенные для частичного или полного разделения во времени процессов выработки и потребления электроэнергии.

В накопителях энергии осуществляется аккумулирование энергии, получаемой из энергосистемы, ее хранение и выдача при необходимости обратно в систему. Накопители позволяют частично или полностью решить следующие задачи:

• выравнивание графиков нагрузки энергосистем;
  
• повышение пропускной способности межсистемных связей;
  
• стабилизация частоты и напряжения, повышение качества электроэнергии;
  
• принудительное распределение мощности по сети;
  
• улучшение статической и динамической устойчивости энергосистем;
  
• повышение надежности работы энергосистем.
  

Основные типы накопителей энергии:

• сверхпроводящие индуктивные накопители энергии (СПИН),
  
• емкостные накопители (конденсаторные батареи),
  
• электромеханические на основе асинхронизированных машин с маховиками на валу,
  
• гидроаккумулирующие.
  

Наиболее перспективным из них является СПИН, создаваемый с использованием явления низко и высокотемпературной сверхпроводимости. По существу своих функциональных возможностей сверхпроводниковый накопитель является противоаварийным силовым элементом, локальным регулятором активно - реактивной мощности, действия которого адаптивны к меняющимся режимам энергосистемы.

В настоящее время наибольшее практическое применение за рубежом в электроэнергетике нашли сверхпроводниковые индуктивные накопители энергоемкостью

(6 10⁵) Дж, получившие в технической литературе общее название микро-СПИН. В связи с небольшой величиной запасаемой энергии основной областью их применения является повышение качества напряжения, хотя в ряде ситуаций они используются и как регулируемые источники активной мощности. Основным преимуществом микро-СПИН по сравнению с традиционными регуляторами реактивной мощности является их высокое быстродействие, позволяющее при провалах напряжения в сети обеспечить устойчивость синхронной и асинхронной нагрузки потребителей. Микро-СПИН работают на ряде предприятий США, Европы и Южной Африки.

Среди важнейших достоинств СПИН:

2. Высокий КПД схем преобразования - до 95-98%.
   
3. Компактность, связанная с высокой плотностью запасаемой энергии (до 10⁸ Дж/м³). Удельная энергоемкость увеличивается с ростом абсолютного значения запасаемой энергии, что определяет снижение удельных затрат при увеличении масштаба системы.
   
4. Отсутствие физических ограничений на значение мощности СПИН, поскольку энергия запасается в них в электромагнитной форме.
   
5. Широкий диапазон изменения времени рабочего цикла (от 10⁴ до 10^-3 с) и высокое быстродействие (переключение режимов заряда – разряда энергии может быть осуществлено за 0,01 с (1/2 периода тока промышленной частоты). Исключительно «тонкое» реагирование на изменение графика нагрузки.
   
6. Незначительное экологическое влияние (отсутствие шумов и вредных выбросов), упрощающее проблему выбора места расположения.
   

Электромеханические накопители на основе асинхронизированных машин обладают существенно меньшей энергоемкостью (6 10⁵ Дж) и сравнительно низкой стоимостью.

Отечественная электропромышленность практически готова к выпуску подобного рода агрегатов мощностью до 500 МВА.

За рубежом фирмой Тошиба было в 1998 г. создано и внедрено в энергосистеме о. Окинава (Япония) подобного рода устройство мощностью 60 МВА.


Представляется необходимым:

• на первом и втором этапах развернуть работы по выбору пилотных проектов с НЭЭ различного типа, создать и испытать макетные образцы;
  
• на третьем этапе начать их опытную и опытно-промышленную эксплуатацию.
  

5.2. Новая техника.

Краткая оценка зарубежного опыта.

Анализ оборудования и технологий применяемых в зарубежных странах при реконструкции и перевооружении электросетевого хозяйства позволяет сделать следующие выводы:

В части подстанционного оборудования преобладают следующие технологические решения:

• Подстанции напряжением 220 кВ и выше сооружаются полностью автоматизированными, с дистанционным управлением коммутационными аппаратами, позволяющими осуществлять коммутации из центра управления.
  
• Эксплуатируются силовые трансформаторы, обладающие повышенной стойкостью к токам короткого замыкания, современными устройствами пожаротушения и современными надёжными вводами, в том числе с твёрдой изоляцией. Применяются измерительные трансформаторы тока и напряжения, имеющие повышенный класс точности, порядка 0,2. Внедрены в эксплуатацию оптоволоконные трансформаторы тока. В сетях 220 кВ и выше применяются емкостные трансформаторы напряжения, что исключает возможность появления феррорезонансных явлений.
  
• Доля элегазовых выключателей составляет 56% от общего количества установленных выключателей, причём, среди выключателей, установленных за последние 10 лет, доля элегазовых выключателей составляет 93%. В Российской Федерации элегазовые выключатели составляют 3% от общего числа установленных выключателей.
  
• Применяются надёжные разъединители как полупантографного и пантографного типа, так и горизонтально-поворотного типа, в которых используются подшипниковые устройства, не требующие обслуживания в течение всего срока службы. Защита от перенапряжений обеспечивается ограничителями перенапряжений (ОПН) с повышенной пропускной способностью и энергоёмкостью, выполненные на нестареющих варисторах.
  
• Широко используются элегазовые комплектные распределительные устройства (КРУЭ). Высокая стоимость КРУЭ во многих случаях затрудняет их применение. В связи с этим за рубежом начат выпуск элегазовых аппаратных комплексов. Один комплекс может включать до шести аппаратов: выключатель, два разъединителя, заземлитель, датчики тока и напряжения.
  

В части оборудования воздушных линий:

• Линии электропередачи сверхвысокого напряжения (345, 550, 765 кВ), и ультравысокого напряжения сооружаются двухцепными с применением высоких стальных опор башенного типа высотой 60  80 м из стальных труб.
  
• На новых ВЛ всех классов напряжения практически во всех странах мира широко применяются полимерные длинностержневые изоляторы, внутрифазовые распорки-демпферы, междуфазовые изолирующие распорки. При этом масштабы применения полимерных изоляторов на ВЛ неуклонно возрастают.
  
• В качестве грозозащитных тросов широко используются провода типа «алюмовелд» и провода из высокопрочных алюминиевых сплавов.
  
• В странах Европы и Северной Америки находят всё большее применение термостойкие сталеалюминиевые провода, способные работать при температуре 200 – 240С. Применение этих проводов позволяет передавать значительно большую мощность как по вновь строящимся, так и по эксплуатируемым ВЛ.
  

Основываясь на опыте передовых зарубежных стран, возможности отечественной промышленности и строительных организаций, при модернизации и перевооружении энергетических объектов сетевых компаний, должно отдаваться предпочтение использованию следующих видов новой техники:


В части подстанционного оборудования:


Трансформаторное оборудование

• Силовые трансформаторы и автотрансформаторы с автоматическим регулированием напряжения, должны быть оснащены современными надежными вводами и устройствами РПН повышенной надежности, необходимой динамической стойкости и низкими потерями.
  
• Должны применяться трехфазные двухобмоточные автотрансформаторы напряжением 330-500 кВ, что позволит значительно снизить капитальные затраты.
  
• На подстанциях 220 кВ с установленной мощностью автотрансформаторов 63 и 125 МВА, где нет необходимости энергоснабжения потребителей на напряжении 6, 10 кВ, должны применяться автотрансформаторы с обмоткой НН напряжением 0,4 кВ.
  
• Должны применяться элегазовые трансформаторы тока напряжением 110 кВ и выше с требуемым классом точности (в т.ч. 0,2 и 0,2s), обеспечивающие повышенную надежность и пожаробезопасность.
  
• Оптоэлектронные трансформаторы тока.
  
• Емкостные трансформаторы напряжения класса точности 0,2.
  
• Антирезонансные электромагнитные трансформаторы напряжения, позволяющие предотвратить возникновение явления феррорезонансных перенапряжений на подстанциях.
  

Коммутационное оборудование

• Колонковые элегазовые выключатели взамен воздушных и масляных выключателей.
  
• Баковые элегазовые выключатели, имеющие встроенные трансформаторы тока взамен баковых масляных выключателей.
  
• В качестве опорных изоляторов для колонковых и баковых выключателей должны применяться полимерные изоляторы, что позволит улучшить характеристики выключателей, снизить вес, обеспечить устойчивость к загрязнению и актам вандализма.
  

• Элегазовые выключатели напряжением 500, 750 и 1150 кВ с большим коммутационным ресурсом для коммутации шунтирующих реакторов.
  
• На напряжение 110-220 кВ разъединители серии РГ (производитель ОАО "ЗЭТО") и разъединители типа SGF (производитель АББ УЭТМ) с электродвигательными приводами, что значительно повысит возможность автоматизации этих подстанций.
  
• На напряжение 330-750 кВ полупантографные разъединители серии РПГ, разработанные на современном техническом уровне и не требующие капитального ремонта в течение всего срока службы.
  
• Разъединители пантографного типа.
  

Комплектные распределительные устройства

• Элегазовые трехполюсные комплектные распределительные устройства (КРУЭ) 110 750 кВ.
  

Рекомендуется расширение районов применения КРУЭ в экономически обоснованных случаях, в первую очередь вблизи городов, а также в районах с высокой плотностью застройки, с суровыми климатическими условиями, с высокой сейсмичностью и в труднодоступных районах.


Защитные аппараты

Обеспечение надежности работы изоляции электрических сетей должно быть достигнуто за счет совершенствования системы защиты от грозовых и коммутационных перенапряжений на основе широкого внедрения ОПН. Целесообразно применение ОПН с повышенной пропускной способностью и энергоемкостью, изготовленных на основе «нестарящихся» варисторов (не изменяющих свои характеристики в процессе эксплуатации) большого диаметра (одноколонковой конструкции).


Устройства регулирования напряжения (реактивной мощности) и повышения пропускной способности линий электропередачи

• Управляемые шунтирующие реакторы (УШР)
  

УШР с подмагничиванием напряжением 110-500 кВ предназначены для плавного регулирования реактивной мощности и напряжения вплоть до натуральной мощности линии электропередачи. Зарубежные аналоги отсутствуют.

Отечественной промышленностью освоено производство УШР напряжением 110-220 кВ, разрабатываются УШР напряжением 500 кВ.

Проходят опытно-промышленную и промышленную эксплуатацию УШР напряжением 110 кВ (ПС «Кудишкар») и УШР 220 кВ (ПС «Чита»).


 Вакуумные реакторные группы (ВРГ)

Для целей нормализации уровней напряжения в электрических сетях могут быть применены вакуумные реакторные группы.

ВРГ представляют собой коммутируемые посредством вакуумных выключателей «сухие» шунтирующие реакторы, подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов подстанции.

Автоматическим изменением количества включаемых реакторных групп обеспечивается регулирование напряжения и реактивной мощности.

Отечественной промышленностью освоено производство ВРГ, подобная техника используется так же зарубежными фирмами.

ВРГ так же, как УШР используются для регулирования напряжения вплоть до натуральной мощности линии электропередачи. Имеется опыт применения ВРГ на подстанции 330 кВ (ПС «Новосокольники») и на ПС-500 кВ (ПС «Луч»).


 Статические тиристорные компенсаторы (СТК)

СТК содержит управляемые тиристорно-реакторные группы (ТРГ), подключаемые к обмоткам НН автотрансформаторов подстанции, фильтры для устранения высших гармоник тока и напряжения (при необходимости), конденсаторные установки для выдачи реактивной мощности, устройства (регулятор) для управления режимами работы СТК.

СТК является быстродействующим устройством регулирования реактивной мощности как выше, так и ниже натуральной мощности, а также способствует повышению пределов устойчивости и обеспечивает погасание дуги в паузе ОАПВ.

Отечественной промышленностью освоено производство оборудования для СТК. За рубежом СТК находят широкое применение.

На сегодняшний день основная стратегия по применению СТК заключается в замене синхронных компенсаторов на СТК, что является также мировой тенденцией. Первый пилотный проект такой замены СК на СТК 100 МВА выполняется для ПС-500 кВ «Ново-Анжерская» с внедрением в 2003 г. Должны быть так же выполнены и реализованы пилотные проекты замены СК 50 МВА и 160 МВА на СТК.

По мере освоения промышленностью синхронных компенсаторов типа СТАТКОМ последние пойдут на замену СТК (см. раздел 5.1.1).

По мере освоения промышленностью производства линейных шунтирующих реакторов (ЛУШР) представляется целесообразным поэтапная замена стандартных ШР на ЛУШР, которые в сочетании с СТК (или СТАТКОМ), установленных на шинах подстанции, позволят обеспечить повышение управляемости электрических сетей, пропускной способности линий электропередачи и регулирования напряжения.


Прочее оборудование подстанций

• Элегазовые токопроводы высокого и сверхвысокого напряжения.
  
• Силовые конденсаторы.
  
• Конденсаторные батареи и устройства управляемой продольной компенсации (см. раздел «Гибкие (управляемые) системы передачи электроэнергии»).
  
• Необслуживаемые аккумуляторные батареи со сроком службы не менее 15 - 18 лет.
  
• Системы релейной защиты и автоматики (РЗА) на основе современных микропроцессорных устройств.
  
• Цифровые средства и системы связи и передачи данных.
  
• Современное газотехнологическое оборудование необходимое для повышения качества и культуры эксплуатации при внедрении элегазового оборудования, для обеспечения безопасности и современных экологических требований.