Єдина технічна політика

Задачі реконструкції, модернізації електричних мереж ПАТ Хмельницькобленерго:
- Зниження технічних втрат електроенергії до величини не більше 5% (в мережах 110-0,22 кВ);
- Ліквідація комерційних втрат;
- Зниження не менш ніж на порядок збитків енергопостачальних компаній від стихійних пошкоджень елементів мережі (особливо, повітряних ліній) і збитків споживачів від аварійних перерв електропостачання (зменшення тривалості перерв в електропостачанні споживачів);
- Виключення можливості електротравматизму через недосконалість розподільних мереж;
- Забезпечення достатньої керованості мережами, автоматичної діагностики їх елементів, контролю режимів передачі та споживання електроенергії.

1. Принципи побудови мережі 35-110 кВ
В якості основної мережі ПАТ «Хмельницькобленерго» визначені мережі напругою 35-110 кВ.
Вибір класу напруги розподілу електроенергії повинен здійснюватися в процесі розробки Схем перспективного розвитку мереж 35-110 кВ на основі аналізу зростання перспективних електричних навантажень. При будівництві ліній, підстанцій і для живлення нових приєднуваних споживачів пріоритет повинен віддаватися напрузі 110 кВ. При технічній необхідності підвищення параметрів якості електричної енергії мережі 35 кВ необхідно розглядати можливість переведення підстанцій 35 кВ, розташованих в центрі навантажень, на напругу 110 кВ.
До підстанцій напругою 110 (35) кВ, які будуються, допускається приєднувати не більше 4-х ліній електропередачі 110 або 35 кВ. Збільшення числа приєднань можливо при додатковому обґрунтуванні (розвиток мережі 110 кВ, необхідність технологічного приєднання великого споживача).
На стороні високої напруги при проектуванні вузлових підстанцій напругою 35-110 кВ повинні застосовуватися одинарні системи шин, які секціонуються. Подвійні і обхідні системи шин 35-110 кВ застосовуються тільки при спеціальному обґрунтуванні, в недостатньо надійних і нерезервованих електричних мережах.
При проектуванні прохідних ПС рекомендуються до застосування схеми «місток з вимикачами в ланцюзі трансформаторів та ремонтною перемичкою з боку трансформаторів». Допускається застосування найпростішої схеми підстанцій 35-110 кВ «два блоки з вимикачами і неавтоматичною перемичкою з боку ліній» для живлення двотрансформаторних ПС в тупиковому режимі. Всі схеми підстанцій повинні вибиратися на підставі проектної документації та відповідного техніко-економічного розрахунку.
Розвиток мережі повинен здійснюватися шляхом зменшення числа відгалужувальних ПС на одній ПЛ. При цьому число підключених до цих відгалужень ПС на одній транзитній ПЛ не повинно перевищувати трьох, з подальшим розвитком мережі і зниженням їх кількості.
При проектуванні реконструкції та будівництва електричної мережі пред'являються наступні вимоги:
- мережеве резервування з автоматичним введенням резервного живлення від різних підстанцій або з різних шин однієї підстанції, що має двостороннє незалежне живлення, як схемного рішення підвищення надійності електропостачання;
- мережним резервуванням повинні бути забезпечені всі підстанції напругою 35-110 кВ (для підстанцій напругою 35 кВ допускається резервування шин 6-10 кВ по мережі 6-10 кВ);
- не допускається приєднання споживачів категорії з надійності електропостачання вище III тільки до однієї однотрансформаторної підстанції або до трансформаторної підстанції з одною живильною лінією, яка не має мережевого резервування на повну приєднувану потужність;
- формування системи електропостачання споживачів за умови одноразового мережевого резервування;
- не допускається приєднання до електричної мережі електроприймачів споживачів, внутрішня схема яких не дозволить забезпечити відповідну категорію електроприймачів щодо надійності електропостачання;
- для особливої групи електроприймачів повинно бути передбачене резервне (автономне) джерело живлення, що встановлює споживач.
В якості основних ліній у мережах 35-110 кВ слід застосовувати взаємно резервовані лінії електропередачі 35-110 кВ з автоматичним введенням резервного живлення від різних підстанцій або з різних шин однієї підстанції, що має двостороннє незалежне живлення.
При будівництві лінії електропередачі напругою 0,4-110 кВ слід застосовувати принцип переважного спорудження або цілком у кабельному, або в повітряному виконанні. Спорудження кабельно-повітряних ліній електропередачі допускається за окремим обґрунтуванням (перевірка узгодженості вхідних та вихідних опорів ділянок ЛЕП).

2. Принципи побудови мережі 0,4-10 кВ
Вибір класу напруги розподілу електроенергії повинен здійснюватися в процесі розробки Схем перспективного розвитку мереж 10 кВ, на основі аналізу зростання перспективних електричних навантажень.
При плануванні реконструкції ділянок мереж, будівництво нових електромережних зон, будівництві нових вузлових центрів живлення повинен здійснюватися перехід на більш високі класи середньої напруги (з 10 кВ на 20 кВ).
На стороні низької напруги підстанцій 35-110/6-10 кВ повинні застосовуватися одинарні системи шин 10 кВ, які секціонуються. Застосування обхідних систем шин, як правило, не допускається. 
Вимоги до побудови електричних мереж:
- Формувати систему електропостачання споживачів з умови одноразового мережевого резервування;
- Для особливої групи електроприймачів повинно бути передбачено резервне (автономне) джерело живлення, що встановлює споживач.
При новому будівництві, розширенні і реконструкції мереж напругою 10-35 кВ необхідно розглядати варіанти проектних рішень мережі з нейтраллю, заземленою через дугогасящий реактор, з автоматичною компенсацією ємнісних струмів, або переважно нейтраллю, заземленою через резистор.
Основним принципом побудови мереж ПЛ 10 кВ слід приймати магістральний принцип, який передбачає побудову (формування) магістральних ліній електропередачі у розгалуженій мережі між двох центрів живлення (секціонувальний пункт з автоматичним включенням резерву) із забезпеченням встановлених вимог до параметрів якості електричної енергії всіх споживачів в зоні дії магістралі при відключенні одного з центрів живлення (післяаварійний режим). Магістральні лінії 10 кВ повинні бути виконані проводом одного перерізу на опорах підвищеної механічної міцності і підвісних ізоляторах, оснащені автоматичними секціонувальними пунктами, виконаними на опорах (реклоузерами). Допускається, за наявності техніко-економічного обгрунтування, встановлення замість автоматичного секціонувального пункту, секціонувального пункту на роз'єднувачах.
У мережах з кабельними лініями 10 кВ слід застосовувати двопроменеву або кільцеву схему. Вибір схеми побудови слід здійснювати на підставі техніко-економічного аналізу.
У мережах 10 кВ слід застосовувати два види автоматичного включення резерву (АВР):
- мережевий АВР в пункті АВР, що з'єднує дві лінії, які відходять від різних підстанцій 35-110 кВ або різних секцій шин 10 кВ однієї підстанції напругою 35 - 110 кВ;
- місцевий пункт АВР для включення резервного вводу на шини високої напруги підстанцій 10/0,4 кВ або розподільних пунктів 10 кВ після зникнення напруги на робочому вводі і його відключення;
- для відповідальних споживачів необхідно встановлювати пристрої АВР безпосередньо на вводі 0,4 кВ та 10 кВ.
Вибір центра живлення при модернізації та реконструкції електромереж 10-0,4 кВ має здійснюватись за результатами вимірів струмів та напруги у режимні дні (на основі визначення фактичних центрів навантажень та рівнів напруг в вузлах та у споживачів).
ПЛ 0,4 кВ повинні бути виконані по радіальній схемі проводами одного перерізу на всій довжині лінії. ПЛ 0,4 кВ виконуються в трифазному чотирьохпроводовому виконанні із застосуванням самонесучих ізольованих проводів. Довжина ліній повинна бути визначена виходячи з умов забезпечення необхідних техніко-економічних показників лінії, якості електоенергії та надійності електропостачання споживачів.
Відпрацювання нових технологій в модернізації схем електропостачання проводити при реалізації пілотних проектів.
Здійснювати винесення приладів обліку для будь-яких споживачів за межі будівлі, або території споживача, для забезпечення безперешкодного доступу до приладу обліку та контролю.
При реконструкцію мереж 10 та 0,4 кВ використовувати практику, яка була застосована при реконструкції електромереж старої частини міста Нетішин Хмельницької області в частині улаштування сезонних трансформаторних підстанції 10/0,4 кВ

Наверх