Электрические схемы трансформаторных и преобразовательных подстанций

Лекция №28

28.1. Трансформаторные подстанции

ТП предназначены для преобразования напряжения сетей и передачи мощности.

ТП состоят из трансформаторов или автотрансформаторов, РУ ВН, РУ СН, РУ НН, вспомогательных устройств. На ТП могут быть установлены синхронные компенсаторы, статические конденсаторы и шунтирующие реакторы.

Классифицироваться ТП могут по различным признакам: номинальное напряжение сети, число ступеней пониженного напряжения, число трансформаторов или автотрансформаторов, положение ТП в системе, категория потребителей.

Главная схема подстанции должна удовлетворять требованиям: надежное присоединение в нормальных и аварийных режимах, надёжный транзит мощности через РУ, допустимые уровни токов КЗ на стороне СН и НН, возможность расширения, соответствие требованиям противоаварийной автоматики.

Выбор между трансформатором и автотрансформатором зависит от напряжения сети. Сети кВ связываются автотрансформаторами. В сетях кВ устанавливаются трансформаторы. Устанавливаются трехфазные трансформаторы и автотрансформаторы или группы однофазных трансформаторов или автотрансформаторов.

На ТП устанавливаются два трансформатора или автотрансформатора. Для снижения длительности аварийного простоя применяют передвижные резервные трансформаторы МВА. Время замены трансформатора может составлять суток.

При проектировании подстанций номинальный ток коммутационных аппаратов, сечения шин выбираются с учетом возможности замены трансформаторов более мощными.

ТП допускаются с одним трансформатором если потребители первой и второй категорий резервируются по СН и НН, для потребителей третьей категории предусмотрен передвижной трансформаторный резерв с заменой поврежденного трансформатора в течение суток.

На ТП оба трансформатора включены. Трансформатор и автотрансформатор имеют устройства РПН. РПН не имеют трансформаторы небольшой мощности МВА с НН 380/220 В.

Регулирование напряжения на НН автотрансформатора осуществляется линейным регулировочным трансформатором.

28.1.1. Схемы РУ ВН

Определяются положением подстанции в сети, напряжением сети, числом присоединений.

Подстанции различают: узловые, проходные, ответвительные и тупиковые (рис. 28.1).

Рисунок 28.1

Узловые и проходные подстанции являются транзитными. Транзит осуществляется через сборные шины. При проектировании подстанций, РУ кВ выполняются по кольцевым схемам. Если число присоединений , то РУ выполняются по схемам треугольник или квадрат. Если число присоединений составляют , то по схеме трансформатор шины (рис 28.2).

Рисунок 28.2

Если число присоединений , то применяется схема 3/2 (рис. 28.3) с присоединением трансформаторов к СШ.

Рисунок 28.3

При числе присоединений свыше 8 по полной схеме 3/2 (рис. 28.4).

Рисунок 28.4

Данные схемы можно преобразовать из одного вида в другой по мере развития подстанции.

РУ 220 кВ при числе присоединений также выполняются по кольцевым схемам: треугольник, квадрат (рис. 28.5).

Рисунок 28.5

Недостаток схемы линия и трансформатор при повреждении в одной из этих ветвей отключаются вместе.

Работа неповрежденного присоединения восстанавливается отключением соответствующего отделителя и повторным включением выключателей.

Для РУ (110 220) кВ при числе присоединений НТП рекомендует схему с двумя системами сборных шин и обходной системой сборных шин.

РУ (110 220) кВ с числом присоединений с парными линиями или линиями резервированными от других подстанций выполняются с одной системой шин секционированной и обходной системой.

При числе линий и трансформаторах мощностью МВА можно присоединить трансформатор к СШ через отделители (рис. 28.6).

Рисунок 28.6

РУ (110 220) кВ проходных подстанций на линиях с двусторонним питанием выполняются с выключателями и ремонтной перемычкой с двумя нормально отключенными разъединителями (рис. 28.7).

Рисунок 28.7

РУ (110 220) кВ может быть выполнено с одним выключателем и отделителем в цепи трансформатора (рис. 28.8).

Рисунок 28.8

В этом случае при повреждении линии слева или справа отключается поврежденный участок вместе с трансформатором. Работа трансформатора восстанавливается включением выключателя в перемычке.

Применяются схемы с короткозамыкателями (рис. 28.9).

Рисунок 28.9

При включении короткозамыкателя создается искусственное КЗ на зажимах трансформатора. Ток в линии резко увеличивается, и срабатывает выключатель в начале линии. Затем наступает пауза. В бестоковую паузу срабатывает отделитель. Затем повторно включатся линия.

Для РУ ВН кВ при числе присоединений НТП рекомендуют одиночную систему сборных шин. При большем числе присоединений допускается схема с двумя системами сборных шин.

Для ответвительных и тупиковых подстанций выполняются блочные схемы (рис. 28.10).

Рисунок 28.10

Блочная схема без перемычки (рис. 28.10, а) применяется при небольшой длине линий, т.к. вероятность отключения линии вместе с трансформатором относительно мала.

Недостаток: при повреждении и ремонте линии в работе остается трансформатор.

Схема (рис. 28.10, б) обеспечивает возможность присоединения обоих трансформаторов к одной линии при ремонте второй.

Схема (рис. 28.10, в) дает возможность автоматически подключить второй трансформатор при аварии.

28.1.2. Схемы РУ СН

Для РУ (35 220) кВ НТП рекомендуют:

· Для РУ (35 220) кВ одиночную секционированную систему при числе присоединений ;

· Для РУ (110 220) кВ одиночную секционированную систему СШ с обходной системой при числе присоединений до с преобладанием параллельных линий или линий, резервированных от других подстанций;

· Для РУ (110 220) кВ при две системы сборных шин с обходной системой;

· Для РУ (110 220) кВ при две системы сборных шин с обходной системой с секционированием обеих систем сборных шин.

28.1.3. Схемы РУ НН

Для РУ (6 10) кВ рекомендуется схема с одной секционированной системой сборных шин (рис. 28.11).

Рисунок 28.11

При нормальной работе СВ разомкнут. При необходимости ограничения тока КЗ применяются трансформаторы с расщепленными обмотками (рис. 28.12).

Рисунок 28.12

Могут применятся токоограничивающие реакторы (рис. 28. 13, а-г) простые или сдвоенные.

Рисунок 28.13

28.2. Преобразовательные подстанции

Для преобразования переменного тока в постоянный и наоборот применяются статические преобразователи.

Такие подстанции сооружают для питания промышленных потребителей постоянного тока (ж/д транспорт, электролизное производство, дуговые печи, прокатные станы и др.), а также для передачи энергии постоянным током высокого напряжения.

Преобразовательные подстанции это концевые устройства электропередачи. В начале электропередачи сооружается выпрямительная подстанция. Передача электроэнергии из одной системы в другую происходит асинхронно.

Выпрямительные и инверторные подстанции обычно выполняют одинаковыми. Однако их РУ переменного тока могут быть различными в зависимости от структуры электрических систем.

Один из возможных вариантов схемы электропередачи постоянного тока имеет вид (рис. 28. 14).

Рисунок 28.14

Линии электропередач постоянного тока обычно выполняются воздушными. В особых случаях выполняются кабельными.

Линии ВЛ Выполняются на ток А на одну цепь, и до кВ. Кабельные линии выполняются А, кВ.

Передача осуществляется на расстоянии до 2500 км, а КЛ до 150 км. Линии можно выполнять комбинированными.

Для ВЛ применяются провода типа АС с расщеплением по условиям короны на 2 4 провода.

В целом ЛЭП постоянного тока, включая преобразовательные подстанции дешевле ЛЭП переменного тока.

Для КЛ постоянного тока применяют одножильные кабели с алюминиевой экранированной жилой и бумажной изоляцией, пропитанной компаундом. Применяются также двухжильные кабели.

Обычно применяются двухцепные ЛЭП (биполярные). Такая ЛЭП может работать в трёх режимах: полюс полюс, полюс земля, два полюса земля.

Преобразовательные подстанции имеют блочную структуру. Преобразователь подключают к обмотке через разъединитель. Обмотка ВН подключается к сборным шинам через выключатель. Для повышения напряжения преобразователи соединяются последовательно.

Трансформаторы имеют РПН. Для обеспечения двенадцатифазного режима обмотки смежных блоков соединяются по схемам: звезда с нулём звезда и звезда с нулем треугольник.

Нейтрали ВН заземляют. Для преобразователей используются тиристорные блоки. Преобразователи устанавливаются в отдельном здании. Средние точки каскадных схем заземляют. Это позволяет использовать одну цепь по схеме провод земля при выходе из строя второй цепи.

Рабочее заземление выносят на несколько десятков километров и присоединяют к средней точке ВЛ. Это делается с целью избежать электролиза металлических сооружений подстанции, а также оболочек кабелей. Преобразователи это источники высших гармоник.

При работе в двенадцатифазном режиме часть гармоник взаимно компенсируются. Оставшиеся гармоники компенсируются фильтрами. Гармоники не выходят за пределы подстанции.

Конденсаторные батареи предназначены для компенсации реактивной мощности, потребляемой преобразователями.

На ЛЭП с обоих концов устанавливают сглаживающие реакторы.

На подстанции устанавливают также ОПНы.

28.3. Перспективы использования передачи постоянного тока в России

Построены ППТ Кашира-Москва и Волгоград-Донбасс, ВПТ СССР-Финляндия, в значительной степени выполнено сооружение ППТ Экибастуз-Тамбов.

В настоящее время с утверждением правительством Генеральной схемы размещения объектов электроэнергетики до 2020 г. объекты постоянного тока приобретают реалистический характер.

В соответствии с этим перечнем рекомендуется в 2011 -2020 гг. соору­дить следующие электропередачи постоянного тока: Сибирь-Урал-Центр (напряжением ±750 кВ, пропускной способностью 3000 МВт, протяженностью 3700 км), Урал-Средняя Волга-Центр (±750 кВ, 3000 МВт, 1850 км), Сибирь-Тюмень (±500 кВ, 2000 МВт, 900 км), две элект­ропередачи от Эвенкийской ГЭС до Тюмени (±500 кВ, по 2500 МВт, 600 и 800 км).

В Генеральной схеме назван ряд передач постоянно­го тока напряжением ±500 кВ, планируемых для осуще­ствления экспорта электроэнергии из Сибири и Дальне-го Востока в КНР. Предполагаются в соответствии с выполнявшимися проработками пере­дачи постоянного тока от намечаемых на 2016-2020 гг. Тугурской и Мезенской приливных электростанций.

В Сочи, где в качестве основного варианта рассматривается вариант морской проклад­ки вдоль берега Черного моря нескольких кабельных передач постоянного тока с подстанциями, выполнен­ными на базе преобразователей напряжения.

Помимо передач постоянного тока рекомендуется использовать постоянный ток для объединения энергозон Сибири и Дальнего Востока, для чего предлагается установить на подстанциях 220 кВ Могоча и Хани две вставки постоянного тока на преобразователях напряжения пропускной способностью по 200 МВт.

Передачи постоянного тока, заложенные в Генераль­ной схеме, нуждаются в технико-экономическом обосновании. В наибольшей степени это относится к передачам Сибирь-Центр и Урал-Центр, характеризующимися большой мощностью, протяженностью и наложением на синхронно работающие сети переменного тока

Основными при обосновании целесообразности стро­ительства этих ППТ видятся две проблемы: надежности и стоимостных показателей.

Показатели надёжности ППТ принято характеризо­вать следующими показателями:

· коэффициентом аварийной неготовности;

· коэффициентом неготовности по причине пла­нового ремонта

· количеством аварийных отключений полюса ППТ;

· количеством аварийных отключений одновре­менно двух полюсов (биполя) ППТ.

В части первых двух показателей современные пере­дачи постоянного тока каких-либо серьезных нареканий не вызывают. Их суммарный коэффициент готовности достигает 98-99%.

В части отключений полюса вероятность их появления зависит от протяженности ППТ в тыс. км. Для дальних ППТ коли­чество таких возмущений может быть достаточно большим.

Максимальный сброс мощ­ности при возмущении не превышает 0, 35 Р_н0М. При равновероятной загрузке ППТ в диапазоне мощ­ностей от 0, 3 Р_ном до Р_ном половина отказов полюсов не будет сопровождаться появлением сбросов мощности.

Существенно более серьезными являются лишь, весьма редкие (не чаще 1 раза в несколько лет), но большие аварийные сбросы мощности всего биполя, которые могут являться в основном следствием паде­ния опоры. Очевидно, редкость таких событий не является гарантией того, что они возникнут не скоро, они могут реализоваться уже в течение первого года эксплуатации. Такое событие крайне неприятно для энергосистемы. В данном случае не обойтись без использования больших объемов управляющих воздействий противоаварийной автоматики (ПА). Может потребоваться выполнение ППТ в виде двух независимых передач постоянного тока половинной мощности, либо выполнение линейной части ППТ на двух отдельных системах опор, что приведет к повышению надёжности работы ППТ, но удорожит ее на 30-40%.

28.3.1 Эффективность снижения величины сбросов мощности системы ППТ схемными мероприятиями

Возможности снижения неблагоприятных воздействий на энергосистему при авариях на ППТ могут быть обеспечены реализацией схемных мероприятий. Существуют следующие вариан­ты формирования передач постоянного тока:

· Система из двух ППТ, подключенная к шинам одной приемной ПС-1 (рис. 28.15, а).

· ППТ, линейная часть которой выполнена в виде двух биполярных линий на отдельных системах опор (рис 28.15, б).

· Система из двух ППТ, одна из которых присое­диняется к шинам одной подстанции ПС-1, вторая — к шинам другой подстанции, ПС-2. Между указанными приемными подстанциями организуется связь по линии постоянного тока (рис. 28.15, в).

Рисунок 28.15

В первом варианте простейшим способом компенсации возмущения, возникшего в результате потери одной из ППТ, является форсирование тока второй на 30 % без использования переключений в системе постоянного тока.

Более эффективная компенсация возникшего пер­вичного возмущения, обусловленного потерей одной из линий постоянного тока, может быть выполнена с помощью подключения преобразователей аварийной ППТ к оставшейся в работе линии другой передачи, с этой целью, как следует из рис. 28.15, а схема дополнена двенадцатью коммутационными аппаратами, предна­значенными для возможности отключения поврежденных полюсов линии каждой из передач.

В качестве коммутационных аппаратов а схемах ППТ предлагается использовать быстродействующие отделители либо выключатели переменного тока, производящие коммутационные операции в бестоковой паузе с временем отключения 0, 08-0, 1 с и временем включения 0, 2 с.

Две ППТ трансформируются в одну с двумя параллельными ветвями преобразователей в каждой полуцепи на отправном и приёмном концах передачи. При этом после завершения всех операций сброс мощности на приёмной подстанции будет определяться лишь увеличением потерь в линии от протекания по ней двойного тока.

Ориентировочно время перевода мощности с аварийной ППТ (например ППТ-1) на ППТ-2 при возникновении неустранимого повреждения (падения опоры) на ВЛ1 (см. рис. 28.15 а) составляет 1, 5-1, 7 с.

Основное отличие процесса перевода мощности с аварийной ППТ на «здоровую» ВЛ в варианте 3 от варианта 1 заключается в том, что в этом варианте ком­мутационные операции приходится осуществлять в трех линиях постоянного тока.

Полное время перевода мощности в варианте 3 может несколько уве­личиться (на 0, 1-0, 2 с) по сравнению с вариантом 1.

Надо учесть также, что при подключении «холостой» линии (ВЛЗ) начинается переходный процесс, и требуется дополнительное время для его затухания. Для быстрого обмена сигна­лами между тремя ПС от устройств автоматики должна быть обеспечена связь по оптико-волоконным кабелям в грозозащитных тросах по трассам «ВЛ1 -ВЛЗ» и «ВЛ2-ВЛЗ». В этом случае будет обеспечено дублирование каналов связи при падении опоры на одной из линий.

Стоимость основных видов оборудования для электриче­ских сетей отечественного производства была ниже сто­имости оборудования производства иностранных фирм. Применительно к передачам постоянного тока это разли­чие выражалось в сниженной относительно зарубежных цен стоимости российских преобразовательных подстанций на 25-35% и сниженной примерно вдвое стоимости линейной части.

В настоящее время ситуация изменилась. Обуслов­лено это тем, что за последние годы произошло серьез­ное увеличение стоимостных показателей сооружения отечественных электрических сетей. В результате с учётом этого фактора по данным института «Энергосетьпроект» удельная стоимость ВЛ и подстанций к настоя­щему времени возросла по сравнению с ценами 2000 г. более чём в три раза.

В результате соотношение стоимостных показателей оборудования отечественных и зарубежных производителей существенным образом изменилось. По опубликованным в технической литературе данным складывается впечатление, что в настоящее время уже многие виды импортного оборудования, например, преобразовательные подстанции ППТ, стали дешевле аналогичного отечественного оборудования. Заметим, что указанное положение дел характерно не только для объектов постоянного тока, оно в равной мере распро­страняется и на оборудование переменного тока.

Стоимость линий электропередачи также сравнялась со стоимостью западноевропейских аналогов, а в некоторых случаях и превзошла ее. В части стоимост­ных показателей линейной части электропередач пере­менного и постоянного тока особенно привлекательны стоимостные показатели в КНР, которые по имеющим­ся данным составляют примерно половину от затрат на сооружение аналогичной линии в России.

Если это соответствует действительности, то пред­ставляется целесообразным воспользоваться преиму­ществами открытого рынка для развития отечествен­ной электроэнергетики. Однако к публикуемым стои­мостным показателям зарубежных производителей следует относиться с осторожностью. Реальные пред­лагаемые ими цены могут стать понятными лишь в ходе проведения тендеров либо специально организован­ных консультаций. Пока что зарубежные стоимостные показатели по некоторым видам оборудования выгля­дят исключительно привлекательными, и желательно иметь возможность использования их не только на ста­дии заключения контрактов на сооружение объектов, но и на стадии подготовки технико-экономических обоснований этих объектов в качестве лимитных цен.

Перед российской электроэнергетикой и элек­тротехнической промышленностью стоят боль­шие задачи по сооружению объектов постоянного тока. Для решения этих задач необходима разра­ботка специальных методических рекомендаций по проектированию предусмотренных перспек­тивными планами объектов постоянного тока в ЕЭС России и для связи ее с энергосистемами других стран. При разработке рекомендаций дол­жен быть использован отечественный опыт, при­обретенный в ходе проектирования ППТ Экибастуз-Центр. В решении поставленных задач серь­езную пользу может оказать сотрудничество с зарубежными компаниями, добившимися боль­ших успехов в этой области.

28.4. Повышение энерогоэффективности энергосистем путём применения вставок и передач постоянного тока

В электропередачах постоянного тока (ППТ) отсут­ствуют многие факторы, свойственные электро­передачам переменного тока и ограничивающие пропускную способность. Предельная мощность, пе­редаваемая по ЛЭП постоянного тока, больше, чем у аналогичных ЛЭП переменного тока. Ограниченность применения ППТ связана, главным образом, только с техническими трудностями создания эффективных недорогих устройств для преобразования переменно­го тока в постоянный (в начале линии) и постоянного тока в переменный (а конце линии).

С помощью ППТ (ВПТ) осуществляется несин­хронная связь между энергосистемами, обеспечива­ющая возможность независимого регулирования ча­стоты в каждой из них. Нарушения режима (короткие замыкания, сбросы мощности, набросы нагрузки) в одной из объединенных энергосистем практически не сказываются на работе другой. Через ППТ (ВПТ) мо­гут объединяться энергосистемы, работающие с раз­личной номинальной частотой (50 и 60 Гц) или разной идеологией поддержания частоты (а случае ее равенства, например, ВПТ Россия - Финляндия);

· Быстродействующее регулирование преобразователей ППТ и ВПТ позволяет практически безынерционно изменять величину тока и направление потока мощности, благодаря чему такая связь свободна от нерегулируемых перетоков мощности и способна осуществлять передачу электроэнергии по заданной программе. Законы регули­рования могут быть выбраны с большой степенью независимости от изменений режима (уровней напряжения, частоты) в связываемых энергосистемах. При необходи­мости специальные регуляторы могут использоваться, например, для поддержания частоты, демпфирования субгармонических колебаний, повышения устойчивости параллельных ВЛ переменного тока и т. д.

· Повышается статическая и динамическая устой­чивость объединяемых энергосистем (примеры энер­госистем США, Индии и Китая).

· Объединение энергосистем переменного тока или ввод дополнительной мощности в энергосистему через ППТ (ВПТ) не приводит к увеличению токов КЗ.

· Для длинных ВЛ (наиболее длинная из постро­енных ВЛ ППТ имеет длину 1730 км) нет ограничений передаваемой мощности по условиям нарушения устойчивости. Технические пределы нагрузки для воз­душных и кабельных линий определяются только условиями теплового режима.

· По сравнению с ЛЭП переменного тока линии по­стоянного тока имеют в 1, 5 раза меньшую зону отчуж­дения земли для трассы линии.

· ППТ обладают существенным по сравнению с ЛЭП переменного тока преимуществом в части надеж­ности, так как вероятность одновременного отключе­ния обоих полюсов ППТ более чем на порядок ниже вероятности отключении трехфазной линии.

· При передаче электроэнергии через широкие водные преграды (более 40-50 км) применение ППТ с подводным кабелем не имеет альтернативы.

· ППТ предпочтительны для присоединения к энергосистемам генераторов с нестабильным уров­нем генерации (ветропарки, солнечные и другие установки генераторов).

Повышение энерогоэффективности энергосистем с использованием ППТ и ВПТ заключается в следующих положениях.

1. Применение ППТ и ВПТ позволяет повысить про­пускную способность параллельных связей на пере­менном токе. Иллюстрацией этого является рис 28.16 и 28.17, где показан эффект уменьшения угла передачи пере­менного тока с помощью регулирования мощности ППТ

Рисунок 28.16 Схема выдачи мощности от электростанции с радиальными линиями ППТ и ВЛ переменного тока

Рисунок 28.17 Повышение устойчивости ВЛ переменного тока с помощью регулирования ППТ

2. При передаче мощности по ППТ от удаленных ГЭС (или ПЭС) применение управляемых преобразо­вателей, питающихся от гидроагрегатов, позволяет использовать эффект изменяемой частоты гидроа­грегата, заключающийся в повышенном на несколько процентов КПД гидротурбины при работе ее с из­меняемой частотой. Такой эффект рассматривается, в частности, для применения на будущей Эвенкийской ГЭС, в схеме выдачи мощности которой пред­полагается использовать ППТ. Паводковая дешевая мощность от ГЭС при этом может передаваться на значительные расстояния так, как это, например, про­исходит на ППТ Волгоград- Донбасс и, в принципе, может быть приемлемо для запертой мощности Саяно- Шушенской ГЭС.

3. Для России, с её многочисленными часовыми по­ясами, применение дальних широтных ППТ позволяет использовать эффект разновременности суточных максимумов по поясам и, следовательно, повышать энергоэффективностъ установленной генерирующей мощности, снижая необходимость пиковых резервов.

Известно, что в линии постоянного тока отсутствуют потери, прису­щие ВЛ переменного тока, связанные с необходимым перетоком реактивной мощности, а также поверхностным эффектом проводов на промышленной частоте. Потери мощности не превосходят 10% от омических потерь в проводах.

К настоящему времени в мире действует около 100 объектов постоянного тока общей мощностью около 78 ГВт.

Достижения классической технологии ППТ и ВПТ связаны с работами, проведенными в СССР (НИИПТ, ВЭИ), Швеции (ABB), Германии (Siemens), Японии (Toshiba).

В немалой степени конкуренция в производстве оборудования ППТ между СССР и странами Запада способствовала строительству и вводу в эксплуата­цию в 1964-87 гг. самой большой в нестоящее вре­мя в мире ППТ Itaipu в Бразилии. Эта ППТ мощно­стью 6, 3 ГВт состоит из двух биполярных линий по 3, 15 ГВт длиной примерно по 800 км каждая, с на­пряжением между полюсами ±600 кВ.

Из числа построенных ВПТ по суммарной уста­новленной мощности преобразователей в настоящее время самой большой в мире является Выборгская выпрямительно-инверторная подстанция (ВИП) элек­тропередачи 330/400 кВ Россия - Финляндия. Мощ­ность всей линии после ввода в 2000 г. 4-го преобра­зовательного блока достигла 1400 МВт.

Широкое применение (известно более 20 объ­ектов) получили кабельные ППТ. В России первый практический опыт работы кабеля при постоянном на­пряжении был получен с пуском в 1950 г. ППТ Кашира - Москва. На этой линии применялся кабель общей длиной 30 км, с помощью которого, в частности, преодолевались и реки.

Наибольшую протяженность кабельного участка имеют ППТ между Швецией и Германией - 250 км и ППТ Basslink (Австралия) - 290 км. Ведутся проектные работы по более протяженным кабельным ППТ. Так, в Малайзии (проект Bakun) намечено построить ППТ напряжением ±500 кВ общей длиной 1330 км и самым длинным кабельным участком 670 км.

Наиболее мощная подводная КЛ постоянного тока с пропускной способностью 2, 0 ГВт связывает энергосистемы Великобритании и Франции. Ее длина 70 км, номинальное напряжение ± 270 кВ.

Для применения ППТ в единой энергосистеме Рос­сии (ЕНЭС) существуют объективные предпосылки, исходящие из указанных выше преимуществ ППТ:

•большая протяженность территории страны;

•неравномерное распределение энергоресурсов и промышленности (наибольшие запасы минерально­го топлива и гидроресурсов - в Сибири, наибольшее сосредоточение населения и промышленности - в Ев­ропейской части);

•большое число удаленных от центров потребле­ния перспективных створов для сооружения ГЭС;

•формирование ЕНЭС в виде крупных региональ­ных объединений, связанных между собой сравни­тельно «слабыми» связями.

В перспективных планах роль ППТ в ЕНЭС свя­зана с необходимостью транспорта электроэнергии из энергоизбыточных регионов Сибири в Центр и Юг России в связи с:

• снижением выработки электроэнергии на тепло­вых электростанциях (ТЭС) Центра из-за ожидаемого снижения объемов поставки газа (например, дефицит газа в 2015 году ожидается на уровне 33 млрд м³);

•увеличением использования угольных ТЭС Канско-Ачинского бассейна и возможное строительство ТЭС на тугнуйских и ургальских углях;

•намеченными работами по достройке Бурейской ГЭС, строительству Южно-Якутского гидро­энергетического комплекса, Богучанской ГЭС и Тугурской приливной электростанции;

•разностью в ценах электроэнергии, произведенной в Центре и Сибири;

•необходимостью резерва мощности для обеспе­чения надежного энергоснабжения Центра, целена­правленного управления режимами ЕНЭС.

В отличие от межсистемных связей переменного тока ППТ обеспечивают:

•возможность наиболее эффективного централи­зованного управления режимами большого по мощ­ности и протяженного энергообъединения;

•локализацию аварий в энергообъединении и возможность реализации максимальной аварийной взаимопомощи энергосистем, не ограниченной усло­виями устойчивости;

•снижение объема использования средств противоаварийной автоматики, соответственно, отключе­ний потребителей;

•возможность параллельной работы энергоси­стем без необходимости предварительного приведе­ния их к единому стандарту качества частоты и единым условиям аварийного регулирования, что особенно существенно при организации связей с энергоси­стемами других государств;

•отсутствие стохастических колебаний мощности и возможность объединения сколь угодно мощных энергосистем связями относительно малой пропуск­ной способности с возможностью наращивания ее по мере необходимости;

•наиболее благоприятные условия функциониро­вания межрегиональных и межгосударственных опто­вых рынков электроэнергии и мощности.

Интерес к передаче постоянного тока подтвержда­ется примерами использования ППТ и ВПТ в быстроразвивающихся Китае и Индии.

Важными основаниями к использованию ППТ для связи России с энергосистемами других государств являются:

•наличие в стране избыточных неиспользованных гидроресурсов, особенно в Сибири;

•сложности объединения на переменном токе с крупными зарубежными энергообъединениями из-за различий в системах регулирования частоты и мощно­сти, других систем автоматики, различий в системах оперативного управления и нормативной базе и др.;

•большие расстояния, затрудняющие созда­ние синхронных связей с энергосистемами стран, расположенных к югу от границ с Россией (энерго­объединение Среднеазиатских республик бывшего СССР, энергосистемы Китая, Кореи, Ирана, Турции и других стран);

• наличие широких водных преград (при связи, на­пример, с энергосистемами Японии и Турции).

В настоящее время на связях ЕНЭС с зарубежными энергосистемами эксплуатируются ППТ Волгоград-Донбасс (Россия-Украина) и ВПТ Россия-Финляндия.

На сегодняшний день в связи со строительством ЛАЭС-2 наиболее вероятным проектом является ППТ Ленинградская АЭС-2 - ПС Выборгская и реконструк­ция ПС Выборгская.