2.6 Вибір схеми розподільних установок станції

2.6.1 Вибір схеми РУ 6–10 кВ ТЕЦ

До РУ 6–10 кВ підключається найбільше число приєднань живлення (генератори, трансформатори зв’язку, трансформатори власних потреб) і значна кількість ліній, які відходять до місцевих споживачів.

На генераторній напрузі ТЕЦ звичайно приймаються такі схеми:

1) одна секціонована система збірних шин (2–3 секції);

2) одна секціонована система збірних шин, з’єднаних в кільці (схема "кільця" (3–4 секції);

3) дві системи збірних шин з одним вимикачем на приєднання.

Вибір тієї або іншої схеми залежить від особливостей мережі живлення, характеру споживачів. Якщо споживачі отримують живлення  лініями, які резервуються, а число приєднань до секції не перевищує 6–8, то перевага віддається схемам з однією системою збірних шин (п.п. 1 і 2).

За умовами електродинамічної стійкості електрообладнання на кожну секцію допускається під’єднувати генератори потужністю до
60 МВт при напрузі 6 кВ і не більше 100 МВт при напрузі 10 кВ.

Більш детальні відомості щодо схем РУ ТЕЦ напругою 6–10 кВ можна отримати в [9, 10].

2.6.2 Вибір електричних схем РУ підвищених напруг

Схеми РУ підвищених напруг (35 кВ і вище) входять до складу електричних схем КЕС, АЕС, ГЕС і ТЕЦ. Згідно з вимогами надійності і економічності роботи станції схеми 35 кВ і вище повинні складатися з врахуванням таких вимог [10]:

1) ремонт вимикачів 110 кВ і вище здійснюється без вимкнення приєднання;

2) ЛЕП відключається від РУ не більше ніж двома вимикачами;

3) трансформатори блоків відключаються від РУ не більше ніж трьома вимикачами;

4) автотрансформатори зв’язку двох РУ відключаються не більше ніж шістьма вимикачами на обох РУ і не більше ніж чотирма на одному РУ;

5) відмови вимикачів РУ в нормальному і ремонтному режимах не повинні призводити до одночасної втрати двох паралельних ліній, ввімкнених на шини однієї підстанції, а також до одночасного вимкнення декількох ліній, якщо при цьому порушується стійкість системи;

6) при відмовах вимикачів в нормальному режимі РУ не повинно виключатися більше одного блока, а в ремонтному режимі РУ – не більше двох блоків.

Для РУ 35–220 кВ при кількості приєднань до 4–6 рекомендуються схеми містків і схеми багатокутників. При більшому числі приєднань можуть застосовуватись схеми:

1) з однією секціонованою та обхідною системами шин (для 35 кВ обхідна система шин не передбачається);

2) з двома основними та обхідною системами шин (для 35 кВ обхідна система шин не передбачається);

3) блочні схеми "генератор–трансформатор–лінія".

В РУ з двома основними та обхідною системами шин при числі приєднань менше 12 системи шин не секціонуються; при числі приєднань від 12 до 16 секціонується вимикачем одна система шин; при числі приєднань більше 16 секціонуються обидві робочі системи шин.

В схемах з обхідною системою шин (п.п. 1 і 2) як обхідні вимикачі використовуються:

а) в схемах з однією системою збірних шин - окремі вимикачі на кожній системі шин;

б) в схемах з двома системами збірних шин та генераторами менше 160 МВт: при числі приєднань до РУ сім і менше – шиноз’єднувальний вимикач, який суміщає функції обхідного, при числі приєднань до РУ вісім і більше – окремий вимикач;

в) в схемах з двома системами збірних шин і генераторами 160 МВт і більше: при несекціонованих збірних шинах – окремий вимикач; при секціонованих збірних шинах (при будь-якій потужності генераторів) – суміщений шиноз’єднувальний і обхідний вимикачі (на кожній секції шин).

В схемах з двома системами збірних шин трансформатори блоків і автотрансформатори зв’язку можуть вмикатися через розгалуження з двох вимикачів, які при цьому виконують роль шиноз’єднувальних [4, 5].

При напругах 330–750 в [10] рекомендуються такі схеми:

1) з двома системами збірних шин, з трьома вимикачами на два приєднання (схема 3/2);

2) з двома системами збірних шин, з чотирма вимикачами на три приєднання (схема 4/3);

3) схеми зв’язаних багатокутників (з вимикачами в перемичках) з числом приєднань до шести включно в кожному багатокутнику;

4) блочні схеми "генератор–трансформатор–лінія" (з зрівнювальним багатокутником або з обхідною системою шин і без них).

Для того, щоб уникнути можливості втрати великої кількості блоків при відмовах вимикача, збірні шини в схемах 3/2 та 4/3 секціонують.

Для підвищення гнучкості схеми і надійності трансформаторних (автотрансформаторних) зв’язків між РУ кожний з трансформаторів під’єднується до РУ через свій вимикач.

2.6.3 Техніко-економічне порівняння варіантів схем РУ

Вибір схеми електричних з’єднань РУ здійснюється за методикою, розглянутою в розділі 1.5. Для вибору схеми електричних з’єднань РУ станції передбачається не менше ніж два конкурентоспроможних варіанти. Економічна доцільність схеми визначається за мінімальними приведеними затратами (1.1):

З=р_н K +В+М(З_б)→ min,

де p_н – нормативний коефіцієнт економічної ефективності капітальних вкладень (p_н = 0,15);

K – капіталовкладення в спорудження електроустановки;

В – річні експлуатаційні витрати;

М(З_б) – очікуваний збиток від недовідпуску електроенергії.

1. Капіталовкладення K при виборі оптимальних схем видачі електроенергії визначаються за збільшеними показниками (наведеними в
[6, 8]).

Якщо кількість трансформаторів в порівнювальних схемах однакова, то капіталовкладення в РУ оцінюються за числом комірок вимикачів:

де C_ком – вартість комірки.

2. Друга складова розрахункових витрат – річні експлуатаційні витрати:

,

де a_а, a_о – відрахування на амортизацію і обслуговування, % [6];

b – вартість 1  втрат електроенергії;

DW – втрати електроенергії.

У випадку ідентичності ліній електропередач, типів трансформаторів та їх кількості втрати потужності при визначенні витрат не враховуються.

При необхідності врахування втрат потужності в лініях, трансформаторах (якщо їх кількість та тип в варіантах, що порівнюються, неоднакові) b і DW визначаються згідно з даними і алгоритмами, приведеними в [5, 9].

3. Розрахунок очікуваного збитку здійснюється формалізованим таблично-логічним методом, розглянутим в пункті 1.5.3. Суть розрахунку полягає у визначенні математичного очікування числа відключень елементів, які комутуються в РУ (ліній, трансформаторів, генераторів), розділень РУ на електрично незв’язані частини, а також тривалості вимушеного простою елементів, що відключаються.

Якщо варіанти відрізняються тільки кількістю і схемою з’єднання вимикачів, а кількість трансформаторних з’єднань і ЛЕП однакова, то в розрахунках очікуваного збитку враховуються тільки показники надійності вимикачів. Вихідними даними для розрахунку є параметри потоку відмов вимикачів РУ w₁ та w₂, час відновлення вимикача T_в, що відмовив, періодичності m та тривалості планових ремонтів T_п. Вказані величини наведені в табл. 2.2.

Таблиця 2.2 – Показники надійності вимикачів

При врахуванні в розрахунках очікуваного збитку відмов трансформаторів та ліній слід використовувати їх показники надійності, наведені в [11].

Розрахунок очікуваного збитку М(З) здійснюється за таким алгоритмом.

1. В порівнювальних варіантах схем виділяються генераторні та лінійні вимикачі. Вимикачі, які відключають лінії електропередач, відносять до лінійних, інші – до генераторних.

2. Визначаються параметри потоку раптових відмов генераторних та лінійних вимикачів:

де  = 0,6 – коефіцієнт, що характеризує долю раптових відмов;

w₁, w₂ – параметри потоку відмов вимикача (табл. 2.2);

l – довжина лінії електропередачі, км.

3. Обчислюються коефіцієнти ремонтного  і нормального  режимів роботи РУ:

де n – кількість вимикачів в РУ.

4. При відмовах вимикача елемент (блок, ЛЕП та ін.) може бути введений в роботу через час T_о (після виконання перемикань в РУ) або через час T_вп (після введення в роботу одного з двох вимикачів в випадку, якщо один був в плановому ремонті, а іншій - в аварійному простої):

де T_вим – час, необхідний для того, щоб обслуговуючий персонал міг встановити місце і характер пошкодження, для електростанцій
T_вим = 0,3 год;

m – кількість роз’єднувачів, які повинні бути відключені для відокремлення пошкодженого вимикача після відключення струму приєднання;

T_р – час для відключення роз’єднувача (T_р = 0,1 год);

T_бл – час пуску блока з гарячого стану після зняття навантаження через відмову вимикача (T_бл = 0,5 год).

Час одночасного простою вимикача, що відмовив, і вимикача, що ремонтується,

5. Визначається математичне очікування числа відмов генераторних вимикачів в нормальному і ремонтному режимах:

Аналогічно для лінійних вимикачів

6. Розрахунок ведеться у вигляді таблиці 2.3, де в лівому стовпці виписані елементи, наслідки відмов яких розглядаються, та відповідні параметри потоку раптових відмов, в верхньому рядку – вимикачі, що ремонтуються, та відповідні коефіцієнти  режимів роботи РУ ( або ).

Таблиця 2.3 – Розрахунок надійності схем РУ

Для кожної комбінації i, j здійснюється оцінка наслідків відмови i-го елемента в j-му режимі, а саме: виявляються елементи, що відключилися, (блоки, трансформатори зв’язку, лінії) та поділення РУ на електрично не зв’язані частини, визначається математичне очікування такої відмови (п.5) та тривалість вимушеного простою відключених елементів або роботи із розділенням РУ (п.4). Результати оцінки наслідків відмов і розрахунку записуються в три рядки клітини таблиці (на перетині i-го рядка та j-го стовпця). При цьому відключені елементи записуються своїми шифрами з номерами (наприклад, G1, T1, W1 і т.п.), а розділення – шифром D з вказанням в дужках приєднань, які відділилися, (наприклад, D (G1, W1) і т.ін.).

7. Після заповнення таблиці 2.3 виконується вибірка у вигляді табл. 2.4, яка характеризує надійність схеми, що розглядається. З табл. 2.3 вибираються відмови, які мають однакові наслідки (наприклад, втрата однієї лінії і одного генератора з математичним очікуванням w_л.в k_p на час T_o), та кількість таких відмов і записується на перетині відповідного рядка (втрата лінії і генератора, час T_o) і стовпця (w_л.в k_p).

Таблиця 2.4 – Розрахункові показники надійності схеми

Обсяг вибірки може бути різним залежно від схеми РУ.

Збиток від перерви електропостачання в результаті відмов вимикачів можна визначити за виразом

де у₀ – питомий збиток, у₀ = 0,6 у.о./();

k_j – коефіцієнт режиму схеми (k₀ або k_p);

Р_i – потужність, яка втрачається;

T_i – час простою елемента (T_o або T_вп).

При розрахунку очікуваного збитку в схемі "дві системи збірних шин з обхідною" збиток М(З) слід збільшити на складову збитку через погашення обох систем шин внаслідок неправильних операцій з роз’єднувачами М(З)_д:

де k_2ш – коефіцієнт, рівний для ГЕС 0,05, а  для ТЕС і АЕС =0,1;

T_ш – час погашення лінії, який береться рівним 2 год;

P_S – сумарна потужність генерувальних джерел, включених в схему "дві системи шин з обхідною";

n – загальне число приєднань, приєднаних до вказаної схеми;

w_i – параметр потоку раптових відмов вимикача (w_г.в або w_л.в).

Кінцевий вибір варіанта проводиться за даними табл. 2.5.

Таблиця 2.5 – Вибір варіанта за величиною розрахункових витрат

Якщо варіанти попали в зону невизначеності за розрахунковими затратами (З₁ та З₂ відрізняються не більше, ніж на 5%), то для остаточного вибору варіанта слід додатково порівняти варіанти за іншими показниками, що не ввійшли в цільову функцію З, наприклад, за гнучкістю схеми, зручністю експлуатації та ін.

Контрольні запитання

1.                Основні вимоги і порядок вибору головної електричної схеми станції.

2.                Вибір схеми приєднання ЕС до енергосистеми.

3.                Проектування структурної схеми ЕС.

4.                Вибір доцільного способу обмеження струмів КЗ на станціях різних типів.

5.                Вибір схеми РУ 6-10 кВ ТЕЦ.

6.                Вибір електричних схем РУ підвищених напруг.

7.                Техніко-економічне порівняння варіантів схем РУ.

ПОПЕРЕДНЯ                ЗМІСТ                НАСТУПНА

РОЗДІЛ 1        РОЗДІЛ 2        РОЗДІЛ 3        РОЗДІЛ 4        РОЗДІЛ 5        РОЗДІЛ 6        РОЗДІЛ 7