Развитие методики формирования схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 05.14.02, кандидат технических наук Федоров, Виктор Евгеньевич

• Федоров, Виктор Евгеньевич
• кандидат технических наук
• 2012

Оглавление диссертации кандидат технических наук Федоров, Виктор Евгеньевич

ОГЛАВЛЕНИЕ

Стр.

ВВЕДЕНИЕ

1. Анализ существующих подходов к формированию схем распределительных устройств подстанций

1.1. Постановка задачи

1.2. Требования к принципиальным электрическим схемам подстанций

1.3. Типовые принципиальные схемы распределительных устройств подстанций

1.4. Факторы, влияющие на выбор типовых схем

1.5. Учет влияющих факторов

1.5.1. Целевая функция

1.5.2. Технико-экономические показатели

1.5.3. Оценка экономических последствий из-за ненадежности

1.6. Опыт применения схем распределительных устройств подстанций

1.7. Параметры коммутационного оборудования

1.8. Области применения типовых схем

1.9. Тенденции в конструктивных, схемных и компоновочных решениях для распределительных устройств

1.10. Выводы

2. Анализ надежности присоединений в распределительных устройствах подстанций

2.1. Постановка задачи

2.2. Планирование эксперимента

2.3. Методики обработки статистических данных по надежности электрооборудования

2.4. Экспериментальные данные по коммутационному ресурсу выключателей

2.5. Анализ фактических токов отключения выключателей

2.6. Анализ коммутационного ресурса выключателей

2.7. Анализ механического ресурса выключателей

2.8. Анализ эксплуатационной надежности ячеек с элегазовыми выключателями

2.9. Структура простоев оборудования ячеек выключателей

2.10. Оценка достоверности полученных комплексных характеристик надежности ячеек элегазовых выключателей

2.11. Сравнительная оценка характеристик надежности ячеек выключателей

2.12. Анализ надежности перспективных типов ячеек выключателей

2.13. Выводы

3. Анализ схемных, конструктивных и компоновочных решений в распределительных устройствах с перспективными типами электрооборудования

3.1. Постановка задачи

3.2. Выключатель на подвижной раме

3.3. Поворотный (ротационный) выключатель

3.4. Аппарат Г-типа

3.5. Выключатель с функцией разъединителя

3.6. Выключатель и два разъединителя пантографического типа на одной раме

3.7. Гибридные устройства

3.8. Выводы

4. Обоснование комплексного подхода к формированию схем распределительных устройств подстанций

4.1. Постановка задачи

4.2. Об изменении подходов к применению обходных, резервных и рабочих систем сборных шин

4.3. Оценка технико-экономической эффективности обходных систем сборных шин

4.4. Оценка технико-экономической эффективности применения критериев п-1 и п-2

4.5. Оценка технико-экономической эффективности секционирования систем сборных шин

4.6. Обоснование алгоритма выбора принципиальных типовых схем

4.7. Выводы

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. Компоновочные решения для распределительных устройств

П. 1.1. Компоновочные решения для распределительных устройств с

комбинированными аппаратами 110-220 кВ

П. 1.2. Компоновочные решения для распределительных устройств с

комбинированными аппаратами 330 - 500 кВ

П. 1.2. Компоновочные решения для распределительных устройств с

гибридными устройствами

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. Оценка инвестиций в строительство РУ с различными типами распределительных устройств

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Развитие методики формирования схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ»

ВВЕДЕНИЕ

Подстанции - это наиболее распространенный тип электроустановок, одновременно сооружаемых и реконструируемых в электроэнергетических системах (далее - энергосистемах или системах) в большом количестве. Поэтому в качестве основной задачи при проектировании подстанций в целях снижения затрат на их сооружение и эксплуатацию считают типизацию и унификацию схемных, конструктивных и компоновочных решений схем распределительных устройств (РУ) подстанций. Эти решения между собой тесно связаны.

Принципиальные электрические схемы подстанции отражают лишь структуру электроустановки, т.е. состав ее основных элементов и их взаимосвязь. В качестве основных элементов (выключатели, разъединители, измерительные трансформаторы и проч.) может быть использовано электрооборудование разного типа и конструктивного исполнения, взаимное расположение которых по отношению друг к другу может иметь множество вариантов. Хорошо известно, что данные решения могут оказывать существенное влияние на надежность и экономичность работы подстанции.

Схемы, конструкции и компоновки РУ подстанций описывались во множестве отечественных и зарубежных публикаций. Наиболее весомыми из них являются работы Л.И. Двоскина, Г.С. Лисовского, М.Э. Хейфица, И.М. Шапиро, R.L. Giles [1-4] которые были опубликованы в 70 - 80-е годы прошлого века и до сих пор не утратили своей значимости. Однако за прошедшие с тех пор несколько десятилетий произошли большие изменения, коснувшиеся типов и параметров электрооборудования, а также условий их работы в энергосистемах. Такое положение неизбежно приводит к изменению подходов к формированию электрической части подстанций.

Таким образом, цель работы заключалась в развитии методики формирования схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ на

основе учета их фактических эксплуатационных и перспективных характеристик.

Для достижения поставленной цели в работе решены следующие задачи:

- выполнен анализ фактических условий работы коммутационного оборудования РУ в энергосистемах;

- получены комплексные характеристики надежности ячеек элегазовых выключателей РУ подстанций;

- проведен анализ перспективных типов электротехнического оборудования и показано его возможное влияние на схемные, конструктивные и компоновочные решения для РУ подстанций;

- выполнен комплексный анализ условий применения схем РУ подстанций;

- разработан алгоритм обоснования и выбора типовых принципиальных схем РУ подстанций.

Методы исследования.

В работе используются следующие методы: теории надежности, планирования эксперимента, расчета установившихся режимов электроэнергетических систем.

Достоверность основных теоретических положений определяется тем, что полученные результаты подтверждены значительными объемами фактических статистических данных, детальным анализом основных влияющих факторов, расчетных условий и причинно-следственных связей, а также опытом проектирования и эксплуатации электросетевых объектов на современном этапе.

Научная новизна и значимость полученных результатов заключается в развитии методики формирования схем распределительных устройств подстанций и состоит в следующем:

1. Проведена оценка фактического коммутационного и механического ресурсов выключателей в энергосистемах, что позволило выявить причинно-

следственные связи основных влияющих факторов, а также аргументировано подойти к выбору расчетных условий для обоснования и выбора схем РУ подстанций.

2. Определены до сих пор не представленные в отечественной практике комплексные характеристики надежности ячеек РУ с элегазовыми выключателями, на основании которых предложены организационно-технические мероприятия по повышению надежности электроустановок.

3. Намечены возможные конструктивные и компоновочные решения для РУ подстанций с перспективными типами электротехнического оборудования, которое практически не используется в нашей стране, однако укладывается в общие тенденции развития мирового электроаппаратостроения.

4. Развита методика формирования схем РУ подстанций на основе учета их фактических эксплуатационных и перспективных характеристик, что позволило предложить научно-обоснованные рекомендации по обоснованию и выбору типовых принципиальных схем подстанций, а также изменить сложившееся представление об областях применения этих схем.

Практическое значение и внедрение.

1. Примененный комплексный подход и полученные на его основе рекомендации по обоснованию и выбору принципиальных схем подстанций позволяют на практике повысить достоверность и устойчивость принимаемых решений, а также надежность и экономичность работы энергосистемы в целом.

2. Результаты диссертационной работы, а именно алгоритмы обоснования и выбора принципиальных электрических схем подстанций, вошли составной частью в стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ» (приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010 №421).

Основные положения, выносимые на защиту:

1. Статистические закономерности в фактическом использовании (расходовании) коммутационного и механического ресурсов выключателей для обоснования и выбора схем РУ подстанций.

2. Комплексные характеристики надежности ячеек РУ с элегазовыми выключателями.

3. Результирующий алгоритм обоснования и выбора типовых принципиальных схем подстанций.

Апробация работы.

По результатам исследований сделаны доклады на следующих конференциях: 14 и 15-я Международные научно-технические конференции студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, 2008, 2009); Международный научный семинар им. Ю.Н.Руденко «Методические вопросы исследования надежности больших систем энергетики»: 80-е заседание «Методические и практические проблемы надежности либерализованных систем энергетики» (Иркутск, 2008); 82-е заседание «Проблемы исследования и обеспечения надежности либерализованных систем энергетики» (Ялта, 2010), 83-е заседание «Проблемы надежности существующих и перспективных систем энергетики и методы их решения» (Решма, 2011).

Публикации по проведенным исследованиям размещены в журналах «Электрические станции» (2008, 2008, 2008, 2009, 2011) [5-9], «Power technology and engineering» (2008) и в трудах пяти конференций и семинаров. По теме диссертации опубликовано девять печатных работ, пять из которых в изданиях по перечню ВАК.

Объем и структура работы. Диссертация состоит из введения, четырех глав, заключения, списка использованных источников и двух приложений.

В первой главе анализу подвергнуты существующие методы формирования схем электрических соединений электроустановок. Проведен сравнительный анализ и критический обзор публикаций по проблеме. Выполнена

общая постановка задачи. Сформулирована методологическая направленность исследований. Показано, что принципы формирования схем электрических соединений зависят как от внешних факторов (внешняя структура сети, категорийность электроприемников и т.д.), так и от технических свойств самих аппаратов (размеры, надежность, периодичность обслуживания), применяемых в распределительных устройствах.

Во второй главе проанализированы статистические данные по коммутационному и механическому ресурсу элегазового оборудования, надежности ячеек с аппаратами с элегазовой изоляцией. Проведено сопоставление показателей и структуры надежности ячеек выключателей с элегазовой изоляцией и ячеек с воздушными, масляными и др. выключателями, а также перспективными типами коммутационных аппаратов.

В третьей главе проведен функциональный анализ РУ с перспективным высоковольтным электрооборудованием и традиционным элегазовым. Показаны схемные, конструктивные и компоновочные решения для распределительных устройств с различными типами коммутационных аппаратов.

В четвертой главе выполнен анализ критериев оценки надежности схем РУ, технических и экономических факторов наличия обходной системы сборных шин, влияния схемы РУ на потери в электрической сети. Разработан алгоритм выбора схем РУ подстанций.

По мнению автора, проведенные исследования по изучению надежности элегазового оборудования, а также схем РУ в энергосистемах и полученные новые результаты окажутся полезными для инженерно-технических работников проектных организаций, энергосистем, а также студентов ВУЗов.

1. АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПОДХОДОВ К ФОРМИРОВАНИЮ СХЕМ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ ПОДСТАНЦИЙ

1.1. Постановка задачи

Принципы формирования схемных, конструктивных и компоновочных решений для РУ подстанций закладывались в 70-80-е года прошлого века: работы [4- 3]. Они не утратили своей значимости и по сей день. Однако за прошедшие с тех пор несколько десятилетий изменились конструкции и параметры электрооборудования, а также условия их работы в энергосистемах. Такое положение неизбежно приводит к изменению подходов и принципов построения электрической части подстанций.

В общем случае схема электрических соединений (сокращенно - схема) - это чертеж, на котором изображены элементы электроустановки, соединенные между собой в той последовательности, какая имеет место в натуре. Применительно к практике проектирования принято выделять принципиальные, главные и структурные схемы [10].

Принципиальная электрическая схема — схема, отображающая состав оборудования и его связи, дающая представление о принципе работы электрической части подстанции.

Главная электрическая схема - схема соединений основного оборудования электрической части подстанции с указанием типов и основных электрических параметров оборудования.

Структурная электрическая схема — схема, определяющая основные функциональные части подстанции (РУ различного напряжения и (автотрансформаторы), их назначение и взаимосвязи.

Далее по тексту тип схемы указывается лишь в том случае, когда это требуется для ее смыслового выделения.

Следует обратить внимание, что на практике под схемой понимают не только чертеж, но и физическую реальность, условно отображенную чертежом.

Схемы РУ подстанций разрабатываются на основе исходных данных, получаемых в схемах развития энергосистем, а также электрических сетей на перспективу 10-15 лет. В указанных предпроектных проработках с той или иной степенью детализации для будущих подстанций формируются так называемые схемы присоединения к электрической сети.

На данном иерархическом уровне принимаются решения по направлениям, номинальному напряжению и количеству отходящих от подстанции линий электропередачи, требуемой пропускной способности связей между сетями различного напряжения на сборных шинах подстанций, предельным токам КЗ в их РУ и прилегающей сети. Даются рекомендации по регулированию уровней напряжения и компенсации реактивной мощности.

Кроме этого, определяются требования к средствам общесистемного управления - релейной защиты и автоматики (РЗА), противоаварийной автоматики (ПА), автоматизированных систем управления технологическим процессом (АСУ ТП), телемеханики, диспетчерского управления, связи.

Как видно, формирование схем электрических соединений подстанций выполняется не столько в плоскости конкретной подстанции и снабжаемых ею потребителей, сколько с позиции энергосистемы в целом.

Следовательно, при проектировании схем подстанций требуется принимать во внимание большое количество влияющих факторов при неопределенности исходной информации. В таких условиях принципиально важно обеспечить устойчивость принимаемых решений.

На протяжении десятилетий данное положение находило свое отражение в методическом документе по обоснованию и выбору типовых принципиальных электрических схем подстанций, разрабатываемом институтом «Энергосетьпроект». В частности, в 2007г. этой организацией был выпущен стандарт организации «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750кВ. Типовые решения». По сравнению с ранее выпущенной работой «Типовые схемы принципиальные электрические распределительных устройств напряжением 6 - 750кВ подстанций

и указания по их применению. 1993. №14198тм-1» в стандарте проведена унификация схем, приняты во внимание тенденции, связанные с использованием новых типов оборудования, а также опыт эксплуатации подстанций.

Последующее проектирование и согласование схем подстанций выявило недостаточность положений стандарта в части критериев и областей применения схем. Это затягивает процесс согласования схем, а также вызывает разногласия между проектными и эксплуатационными организациями, приводя к использованию нетиповых схем.

Таким образом, целью данной работы являлось развитие методики формирования схем РУ подстанций 35 - 750кВ и на этой основе разработка обобщенного алгоритма обоснования и выбора их типовых принципиальных схем.

1.2. Требования к принципиальным электрическим схемам подстанций

Схемы РУ должны удовлетворять ряду требований (критериев), важнейшими из которых являются: надежность, экономичность, удобство эксплуатации, техническая гибкость, экологическая чистота, компактность, унифицированность [10].

Надежность - свойство объекта выполнять заданные функции в заданном объеме при определенных условиях функционирования. Надежность относится к категории фундаментальных понятий, характеризующих поведение технических устройств в эксплуатации.

Экономичность подразумевает принятие решений с учетом необходимых капитальных вложений и сопутствующих ежегодных издержек производства и сбыта продукции. Принимаемый уровень надежности обосновывается сопоставлением затрат на его повышение с экономическими последствиями из-за ненадежности, например, с ущербом или штрафными санкциями.

Удобство эксплуатации заключается в наглядности и простоте схемы, снижающих вероятность ошибочных действий персонала, возможности минимизации количества переключений при изменении режима применительно

как к первичным, так и вторичным цепям, в обеспечении соответствия режимов работы электроустановки и энергосистемы.

Техническая гибкость - способность приспосабливаться к изменяющимся условиям работы электроустановки при плановых и аварийно-восстановительных ремонтах, расширении, реконструкции и испытаниях.

Экологическая чистота определяется степенью воздействия электроустановки на окружающую среду - шум, электрические и магнитные поля, загрязнение выбросами и отходами, нарушение ландшафта и пр.

Компактность характеризуется возможностью минимизации площади земли, отчуждаемой под РУ. Это позволяет наиболее рационально решать проблему приобретения земельных участков, которая при обосновании и выборе схем электроустановок нередко является определяющей.

Унифицированность заключается в применении ограниченного числа типовых схем. Использование типовых решений позволяет существенно снижать материальные и финансовые затраты на проектирование, монтаж, пусконаладку и эксплуатацию электроустановки.

Удобство эксплуатации, техническую гибкость и экологическую чистоту следует также рассматривать в контексте соответствующих нормативов безопасности персонала и предельно допустимых параметров воздействия электроустановки на окружающую среду. Техническое решение должно обеспечивать требуемое качество электроэнергии.

В общем случае принятие решений по схемам электрических сетей в мировой практике проектирования сводят к обоснованию эффективности сооружения их элементов на базе критериев, свидетельствующих о необходимости последовательного усиления этих сетей [11].

Схема сети должна полностью обеспечивать выдачу мощности электростанций в систему и электроснабжение потребителей в нормальном режиме и при плановых ремонтах элементов схем. В аварийных и послеава-рийных режимах схемы должны удовлетворять ряду ограничений:

- недопущение ограничения перетоков мощности в установившихся режимах при неполной схеме по критерию статической устойчивости или термической стойкости проводников и аппаратов;

- недопущение нарушения динамической устойчивости в энергосистеме при фиксированных возмущениях без воздействия противоаварийной автоматики;

- недопущение снижения уровней напряжения по узлам сети в послеа-варийных режимах ниже заданной границы.

По первому ограничению известны критерии п-1 или п-2. Характерным расчетным возмущением (второе ограничение) в России является однофазное КЗ с успешным и неуспешным автоматическим повторным включением (АПВ) при действии основных защит.

Требования к надежности схем РУ в системообразующих и распределительных сетях различаются [12]. Так, при расчетных отказах в системообразующих сетях критерием допустимости значения одновременного сброса мощности из-за отказов элементов схем, как правило, является сохранение динамической устойчивости генерирующих источников в энергосистеме, тогда как для схем РУ в распределительных сетях первостепенное значение приобретает обеспечение электроснабжения потребителей в соответствии с их категорийностью, регламентированной нормативными документами.

1.3. Типовые принципиальные схемы распределительных устройств подстанций

«Типовые схемы» от 1987 и 1993 гг [13,14] допускали применение ко-роткозамыкателей и отделителей в схемах 1 ЮкВ в случаях, когда заказчик не может обеспечить укомплектование подстанции нужным количеством выключателей, за исключением гололедных и сейсмичных районов (более 6 баллов), предприятий нефти и газа, при возможности выпадения участка сети из синхронизма, в цепях трансформаторов мощностью более 25 МВ-А, в цепях трансформаторов, присоединенных к линиям с ОАПВ. Издание 2007 г [15] не допускает их использование.

Принято выделять четыре группы схем в зависимости от количества выключателей коммутирующих присоединение [10, 16].

1) Схемы с коммутацией присоединения одним выключателем - одна или две системы сборных шин с обходной системой шин либо без нее.

2) Схемы с коммутацией присоединения двумя выключателями -схема 3/2 (полуторная), схема 4/3, многоугольники (треугольник, четырехугольник, пятиугольник, и т.д.).

3) Схемы с коммутацией присоединения тремя и более выключателями - трансформаторы шины, связанные многоугольники, генератор-трансформатор-линия с уравнительно-обходным многоугольником.

4) Упрощенные схемы, с количеством выключателей меньшим количества присоединений - блочные, ответвления от проходящих линий, мостики, заход-выход, расширенный четырехугольник. Действующие нормы проектирования запрещают применение отделителей и короткозамыкателей, поэтому эти схемы могут быть опущены.

Схемы первой группы относятся к радиальным, второй и третьей - к кольцевым.

По совокупности режимных требований, критериев надежности и экономичности число устанавливаемых в схемах высокого напряжения выключателей принято разделять на следующие группы [10]:

- проходные ПС - сооружаются с числом выключателей, как правило, меньшим, чем число присоединений п или равным ему (К<п\ проходные ПС — это ПС, присоединяемые к сети путём захода одной линии с двухсторонним питанием;

- системные ПС обычно сооружаются с числом выключателей больше, чем число присоединений (К>п, но не больше 1,5п).

В [17] приведены основные принципы построения главных схем электрических соединений ПС. Кроме того, предложено разделять типы подстанций по категориям.

Схемы блочных ПС (1 категория) определяются присоединением их преимущественно к тупиковым одиночным ВЛ и в виде ответвления от одиночных и двухцепных ВЛ.

Схемы упрощенных ПС без выключателей на стороне ВН (1 категория), присоединяемых к одиночным ВЛ с двухсторонним питанием или к кольцевым ВЛ. В настоящий момент строительство таких подстанций запрещено, так как приводит к отключению целого ряда подстанций питающегося от данной ВЛ.

Схемы проходных ПС(2 категория) допускают отключение при авариях двух элементов: ВЛ и трансформатора. Отключение двух ВЛ или полное отключение ПС допустимо лишь при совпадении отказа выключателя поврежденного элемента и ревизии выключателя работающего элемента.

Схемы системных ПС (3 категория), в которых применяется принцип многократного присоединения В Л, что позволяет сохранить в работе возможно большее число ВЛ в аварийной ситуации.

При этом должны быть выполнены условия:

- отказ выключателя при повреждении ВЛ не должен приводить к отключению другой ВЛ;

- отключение двух ВЛ возможно только при совпадении отказа выключателя и релейной защиты от повреждений ВЛ с ревизией выключателя смежной работающей ВЛ;

- недопустимо полное погашение ПС.

1.4. Факторы, влияющие на выбор типовых схем

Обоснование и выбор схем РУ выполняются с учетом типовой сетки схем и требований, предъявляемых к ним. Следует отметить общеизвестный факт: даже при одинаковых исходных данных вариация расчетных условий технико-экономического обоснования нередко приводит к конъюнктурной оптимальности той или иной схемы РУ. Так, принимая одно расчетное условие, можно доказать предпочтительность одной схемы РУ, используя другое, отличное от первого расчетное условие, и наилучшей оказывается иная схема. Вышеизложенное затрудняет на практике принятие решений.

На выбор схем РУ влияет большое количество факторов. Наиболее важными из них являются [10]:

- тип электроустановки (электростанция, подстанция) и ее роль в энергосистеме;

- схемы прилегающих сетей и перспективы их развития;

- расположение электроустановки относительно нагрузочных узлов, плотность, темпы прироста и характер нагрузки;

- пропускная способность внутри- и межсистемных связей;

- количество присоединений;

- параметры используемого оборудования;

- последствия ненадежности элементов схемы;

- размеры отчуждаемых площадей и их ценность;

- уровни токов КЗ;

- защита персонала от воздействия полей;

- опыт эксплуатации.

В зависимости от конкретных условий обоснование схем РУ может вестись как при наличии, так и отсутствии заданных ограничений. В первом случае выбор схемы может и не иметь каких-либо альтернатив.

1.5. Учет влияющих факторов

«Типовые принципиальные электрические схемы РУ» [13 - 15] является нормативным документом, который устанавливает минимальное количество схем РУ, охватывающих большинство встречающихся в практике случаев проектирования ПС и переключательных пунктов и позволяющих при этом достичь наиболее экономичных унифицированных решений. Для разработанного набора схем РУ выполняются типовые проектные решения компоновок сооружений, установок оборудования, устройств управления, автоматики, релейной защиты и строительной части ПС. Применение нетиповых схем допускается только при соответствующем технико-экономическом обосновании.

Схемы РУ подстанции при проектировании разрабатываются на основании схем развития энергосистемы, схем электроснабжения района или объекта или других работ по развития электрических сетей [13, 14].

РУ подстанций должны отвечать следующим требованиям:

- обеспечивать требуемую надежность электроснабжения потребителей ПС в соответствии с категориями электроприемников и транзитных перетоков мощности по межсистемным и магистральным связям в нормальном и послеаварийном режимах,

- учитывать перспективу развития подстанции,

- учитывать требования противоаварийной автоматики,

-обеспечивать возможность проведения ремонтных и эксплуатационных работ на отдельных элементах схемы без отключения смежных присоединений,

- обеспечивать наглядность, экономичность и автоматичность.

Основным элементом в РУ, имеющим наибольшую долю отказов, до недавнего времени являлся собственно выключатель с приводом. Это классическое представление составляющих надежности РУ. Поэтому «Типовые принципиальные схемы» и другие типовые работы рассматривают с точки зрения ремонтных состояний ремонт выключателей.

«Типовые принципиальные схемы» от 1987 и 1993 гг [13,14] регламентировали применение короткозамыкателей и отделителей, издание 2007 года [15] не допускает их использование.

Вывод выключателей в ремонт предусматривается следующим образом:

- для блочных и мостиковых схем РУ напряжением 110, 220кВ (за исключением цепи по которой осуществляется транзит мощности) путем временного отключения цепи, в которой установлен ремонтируемый аппарат;

- для мостиковых схем РУ напряжением 35 - 220кВ - путем применения ремонтных перемычек (в издании 2007 года временные перемычки не допускаются);

- для схем со сборными шинами РУ напряжением 110, 220кВ - путем применения обходных выключателей, за исключением случаев, когда обходная система шин отсутствует;

- для схем РУ напряжением 6 - 220кВ - путем установки подменного выключателя;

- для схем РУ напряжением 330 - 750кВ (кроме схемы блока 330, 500кВ), а также 110 - 220кВ по схеме четырехугольника - отключением выключателя без отключения присоединения;

Сети электроэнергетических систем принято разделять на системообразующие и распределительные (ГОСТ 24291-80). Системообразующие сети осуществляют функции формирования энергосистемы. Назначением распределительных сетей является распределение электроэнергии по потребителям.

Принято разделять сети по классам напряжения: к системообразующим сетям относят сети напряжением 330, 500, 750 кВ, к распределительным пер-

вой ступени 220, 330, 500, второй - 110, 220. Это деление условно, так как по мере развития региона и роста плотности нагрузок возникает необходимость строительства сетей более высокого напряжения. Таким образом, системообразующие сети передают свои функции сетям более высокого напряжения, превращаясь в распределительные.

В распределительных сетях 110-220 кВ массово используются двух-трансформаторные подстанции, которые могут быть подключены к сети по двум линиям электропередачи. РУ таких подстанций имеют минимум четыре присоединения. Для коммутации в данном случае могут быть использованы следующие, в том числе упрощенные, схемы:

— два блока с выключателями и неавтоматической перемычкой со стороны линий;

— мостик с выключателями в цепях линий и ремонтной перемычкой со стороны линий;

— мостик с выключателями в цепях трансформаторов и ремонтной перемычкой со стороны трансформаторов;

— четырехугольник;

— заход-выход.

Особенности формирования перечисленных выше схем зависят от топологии электрической сети 110-220 кВ (рис. 1.7). На рис. 1.7 а и д представлены конфигурации с двухцепной линией электропередачи с одним источником питания. На рис. 1.7 б - с одноцецной линией и двумя источниками питания. Наконец, на рис. 1.7 в, г и е - с двухцепной линией и двумя источниками питания.

Блочная схема может быть использована для конфигураций на рис. 1.7 а и г в качестве тупиковой или ответвительной подстанции. Здесь для присоединения каждой подстанции потребуется два выключателя. Конфигурацию на рис. 1.7 г можно сформировать с использованием схем мостиков (рис. 1.7 в). В этом случае ПС будут не ответвительные, как на рис. 1.7 г, а проходные. В схеме РУ каждой из них потребуется три выключателя. С одной стороны

каждая линия электропередачи будет секционироваться средним или линейными выключателями схемы мостика. Однако отказ типа «КЗ в обе стороны» [19] среднего выключателя приведет к погашению рассматриваемой подстанции. Этого можно избежать, применив схему четырехугольника. Здесь для РУ потребуется четыре выключателя.

Л.

Ч^т^

а)

б)

в)

ТО

г)

д)

е)

источник питания линия электропередачи подстанция

Ж)

Рис. 1.7. Схема присоединения подстанции к электрической сети

Конфигурации на рис. 1.7 д—ж будут образованы схемой заход—выход. При этом схема заход-выход за счет отсутствия непосредственной электрической связи между обеими цепями будет обладать более высокой надежностью в сравнении со схемой многоугольников. Наконец, эта же схема может секционировать в отдельных точках конфигурации на рис. 1.7 а иг, т.е. использоваться в комбинации с блочными схемами.

Определяющим фактором для выбора места размещения понижающей подстанции является схема сети низкого напряжения (НН), для питания которой она предназначена. Оптимальная мощность и радиус действия под-

21

станции определяются плотностью нагрузок в районе ее размещения и схемой сети НН. При большой плотности нагрузок, сложной и разветвленной сети НН следует рассматривать целесообразность разукрупнения подстанций высокого напряжения (ВН) для повышения надежности питания и снижения стоимости сооружения сети НН. Исходя из применяющихся типов конфигурации сети и возможных схем присоединения подстанций их можно подразделить на следующие:

Тупиковые - питаемые одной или двумя радиальными линиями.

Ответвительные - присоединяемые к одной или двум проходящим

ВЛ на ответвлениях.

Проходные - присоединяемые к сети путем захода одной линии с двусторонним питанием.

Узловые - присоединяемые к сети не менее чем по трем питающим

линиям.

Ответвительные и проходные подстанции объединяют термином промежуточные, которые определяют размещение подстанций между двумя центрами питания сети (или узловыми подстанциями).

Проходные и узловые подстанции, через шины которых осуществляются перетоки мощности между отдельными точками сети, принято называть транзитными.

Таким образом, необходимо регламентировать области применения рассматриваемых схем в контексте их технико-экономических показателей с учетом фактора надежности и топологии сети 110-220 кВ.

1.5.1. Целевая функция

Задача принятия решения по выбору предпочтительной схемы РУ может быть сформулирована с помощью математического подхода [17]. Пусть имеется некоторое множество ^ вариантов построения схемы, каждый из которых характеризуется совокупностью свойств X = (Хь Хъ..., Ху). Существует совокупность критериев 2 = (2Ъ 2Ъ..., 2Г„.. , 2^, которые количественно оп-

ределяют свойства альтернатив, т. е. каждому варианту схемы соответствует вектор F(X) = (Z\(X), Z2(X),..., Z/X),..., Zm(X)). Требуется выбрать предпочтительный вариант схемы. Поставленная задача формально сводится к отысканию на множестве критериев отображения которое каждому вектору F ставит в соответствие действительное число Е, определяющее степень предпочтительности того или иного решения:

E = i(Z)=Z(ZbZx,...,Zm), (1)

где £ - интегральный (обобщенный) критерий.

В инженерной практике обоснования и выбора схем одним из критериев, как правило, принимается стоимость реализации варианта схемы в качестве обобщенного. Все прочие критерии задаются в виде ограничений. В этом случае выбор альтернативы (1) формулируется в виде задачи математического программирования как:

E = ZK(X)=3- min; (2)

Zi(X)>Zm, i=1,2, ....,a; Zi(X)<Zi(o), i= a+1, a+2,...,m; гфт,

где Z(0)= (Z\(0), Z2(0),..., Zm(0)) - вектор, определяющий допустимые значения критериев.

В зависимости от вида функции (1), (2) и характера ограничений отыскание точки экстремума теоретически выполняется соответствующим методом оптимизации.

Факторы, влияющие на выбор предпочтительной схемы РУ, в ряде случаев трудно формализуемы. В наибольшей степени это проявляется при сопоставлении надежности различных схем, если последняя рассматривается как экономическая категория.

1.5.2. Технико-экономические показатели

Технико-экономическая оценка эффективности инвестиций - неотъемлемая часть любого инвестиционного проекта, в том числе в энергетике.

На протяжении долгого периода технико-экономические показатели объектов энергетики оценивались в стране по известной формуле приведенных затрат, т.е. затрат приведенных к любому i-му году расчетного периода [19]:

т

ЗгЪ (EHKt+mV+E,n.f\ (3)

t=i

где Kt - капитальные вложения в год t; А И- ежегодное приращение издержек И в год t, т.е. АИ= Ht - t=l,...,T (Г- длительность периода строительства и эксплуатации объекта с изменяющимися издержками); Ен - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; Енж - коэффициент приведения (дисконтирования) разновременных затрат. Ранее для электроэнергетики нормировались Ен = 0,12 и Енж = 0,08. Нередко при попарном сравнении вариантов Ен трактовали как Ен = 1 /Тн, где Тн - срок окупаемости. Последний представляет собой количество лет, за которые дополнительные капиталовложения окупаются снижением ежегодных издержек.

Компании промышленно развитых стран все больше уделяют внимание минимизации стоимости оборудования за весь расчетный срок его службы. Заметны изменения в подходах принятия решений - все чаще финансовые аспекты преобладают над техническими. В западных странах для анализа ин-вестиционнных проектов используется [20 - 23] показатель минимума затрат на электроустановку за весь расчетный срок ее службы (LCC - life cycle cost):

LCC=CI+(CF+CV) ((l+E)n-\/(E(l+E)n), (4)

где CI (investment cost) - капитальные вложения, CF (fixed сов^-постоянные издержки, CV (variable cost) - переменные издержки, E - ставка рефинансирования, и-расчетный срок службы электроустановки.

При учете капитальных вложений независимо от формы хозяйствования во внимание принимаются стоимость собственно оборудования, а также сопутствующие затраты, связанные с его транспортировкой, монтажом, наладкой и пр.

Экономические последствия из-за ненадежности схем включаются в приведенные затраты как математическое ожидание одной из составляющих ежегодных издержек.

1.5.3. Оценка экономических последствий из-за ненадежности

Экономические последствия из-за ненадежности схем электрических соединений, принято рассчитывать двумя методами - методом удельных ущербов и определением цены ненадежности [18]. По методу удельных ущербов, в общем случае, экономические последствия из-за ненадежности схем складываются из трех составляющих: системного ущерба, ущерба потребителей, станционного ущерба.

Системный ущерб включает в себя ущерб от снижения частоты электрического тока в энергосистеме и ущерб отключенных автоматической час™ тотной разгрузкой (АЧР) потребителей.

Если частота в энергосистеме при дефиците мощности больше уставок срабатывания АЧР, то имеет место ущерб потребителей от снижения частоты, вызванный уменьшением их производительности и ухудшением качества продукции, математическое ожидание рассчитывается по формуле:

у/=Цу/'-р1(6)

i

где у _ удельный ущерб от снижения частоты в энергосистеме при дефиците мощности АР; tt - длительность снижения частоты при A Pi = const по графику нагрузки (в пределе 2 U = 8760 ч); S - вероятность дефицита мощности в

энергосистеме.

Ущерб конкретного потребителя оценивается по формуле

У. (7)

i

где уп __ удельный ущерб, в общем случае зависящий от характера потребителя, длительности и степени его ограничения (~1-4$ по [25]).

Станционный ущерб (из-за недоиспользования основных средств) рассчитывается по формуле

УС=^С-АРГ1ГЯ, (8)

/

где с - себестоимость выработки электроэнергии на электростанции без учета топливной составляющей (50-60 % среднего тарифа на электроэнергию).

В практических расчетах определяется математическое ожидание ущерба, обусловленного уровнем надежности, [26] - например, рассчитав аварийный недоотпуск электроэнергии. Для этого необходимо знать значение вероятности Я дефицита мощности АР, представляющую собой относительную часть расчетного периода, когда этот дефицит имеет место. Если за расчетный период принять год, то аварийный недоотпуск электроэнергии АЖ = АРЯ-8760. В случае, когда нагрузка в течение расчетного периода меняется, для определения аварийного недоотпуска электроэнергии при полном отключении нагрузки используется выражение А1¥ = Ртах'К'Ттст где Ртах и Тщах ~ соответственно максимальная нагрузка и время ее использования. В укрупненных расчетах математическое ожидание ущерба определяется как

М(У) = у-АЖ, (12)

где А Ж - суммарный недоотпуск электроэнергии, обусловленный ненадежностью системы электроснабжения, а у — средняя величина удельного народнохозяйственного ущерба приходящегося на 1 кВт-ч недоотпуска электроэнергии. Значение последнего может варьироваться в широком диапазоне и по сути является субъективной величиной и зависит, как приводилось выше, от принятых в договоре купли-продажи условий компенсации. Так в [25] предлагается 10-ти кратные (по отношению к тарифу 1 кВт-ч электроэнергии) штрафные санкции 1,5-4 долл. США).

Одной из задач при анализе надежности рассматриваемых схем является выбор модели отказа выключателя. Считается, что наиболее ненадежным элементом в общей повреждаемости элементов схем коммутации является выключатель. С позиций надежности выключатель один из наиболее сложных элементов. В его модели отказа требуется учитывать свойства надежности электрических аппаратов (собственно выключателя с приводом, измери-

1 О и V

тельных трансформаторов, разъединителен), устройств релейной защиты и автоматики (РЗА), условия ремонтно-эксплуатационного обслуживания, природно-климатические и ряд других факторов.

Из общей гаммы методов оценки надежности схем электроустановок широкое распространение получили: логико-вероятностный метод [27, 28], логико-аналитический метод [29, 30, 31], таблично-логический метод [32 -33], метод расчетных групп [34-36], метод блок-схем [37], метод минимальных путей и минимальных сечений [32].

1.6. Опыт применения схем распределительных устройств подстанций

Согласно проведенному анализу [38, 39], показано, что в практике проектирования используется ограниченное число типовых схем на напряжении 110-750 кВ, табл. 1.2.

Число присоединений к одному РУ 500 кВ находится в диапазоне 2 -10. Их среднее число - пять. Частота применения схем РУ 500 кВ дана в табл.1.2. Из нее следует, что, как правило (90% случаев), используются схемы четырехугольника и трансформаторы-шины. С точки зрения топологии они различны. Однако конструктивно обе схемы предусматривают преобразование первой во вторую при увеличении присоединений более четырех при развитии РУ. Что позволяет говорить о существенной унификации рассматриваемых схем (унификация — наиболее распространенный и эффективный метод стандартизации, который предусматривает приведение объектов к однотипности на основе установления рационального числа их разновидностей).

Подключение к РУ 500 кВ, выполненных по схеме трансформаторы-шины, более двух автотрансформаторов осуществлено двумя способами. По первому способу третий и последующие автотрансформаторы коммутируются, как и ВЛ, двумя выключателями. По второму способу их подключают к сборным шинам, как и предшествующие автотрансформаторы. Сборные шины секционированы выключателями. Максимальное число секций шесть при

четырех секционных выключателях. Сходная статистика выявляется для РУ 330 кВ подстанций. Однако унифицированность схем здесь выражена слабее, чем для 500 кВ.

Таблица 1.2

Частота применения схем РУ подстанций_

Схема Частота применения, % (на напряжении, кВ)

110 кВ 220кВ 330 кВ 500 кВ

Блочные 17,6 13,2 — 1,4

Мостики 22,2 24,6 — -

Одна секционированная система сборных шин — — 3,1 -

Одна секционированная система сборных шин с обходной либо без нее — 7,7 - -

Две системы сборных шин с обходной 38,0 39,0 9,4 1,4

Четырехугольник* 8,3 8,2 34,4 38,9

По типу расширенного четырехугольника** — 1,1 6,2 1,4

Заход—выход — 4,4 — —

По типу заход—выход*** 9,3 — — —

Трансформаторы—шины — 0,7 31,3 51,3

Трансформаторы—шины с подключением линий по схеме 3/2 — —• 6,2 -

Линии-шины — —■ — 1,4

Схема 2/1 — — — 1,4

Схема 3/2 — — 9,4 2,8

Прочие, используемые в единичных случаях 4,6 1,1 — —

Итого 100,0 100,0 100,0 100,0

Примечание: * - В процессе реализации проектных решений некоторые РУ имеют схему треугольника.

** - Четырехугольник, к каждому узлу которого может быть подключено более одного присоединения.

*** - Вместо выключателей установлены разъединители, в цепях трансформаторов отделители.

Таким образом, частота применения на практике типовых схем РУ различна. При напряжении 110-220 кВ используются преимущественно три

28

схемы: две системы сборных шин и с обходной системой шин либо без нее, мостиков, блочные. Наиболее распространена схема с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин. При напряжении 330 кВ и выше задействованы, как правило, две схемы: трансформаторы-шины и четырехугольник. С увеличением номинального напряжения растет унификация схем. Это является объективной предпосылкой целесообразности сокращения числа типовых схем РУ подстанций.

1.7. Параметры коммутационного оборудования

Немалую долю в структуре затрат на эксплуатацию электроустановок имеют ремонты оборудования. Так, масляные и воздушные выключатели должны были проходить средние и капитальные ремонты после отключения 1-2 коротких замыканий. Периодичность таких ремонтов регламентирует ресурс по коммутационной стойкости и механический ресурс выключателей [6].

Ресурс по коммутационной стойкости - это допустимое для каждого полюса выключателя число операций отключения и включения при токах КЗ /к и при нагрузочных токах /ном без осмотра и ремонта дугогасительного устройства (замены контактной системы). В общем случае ресурс нормируется в технических условиях и эксплуатационной документации на выключатели. По ГОСТ Р 52565-2006, например для газовых выключателей, допускаемое число отключений «охкл при номинальном токе отключения /ОТкл.ном> равном 31,5; 40; 50 и 63 кА, следует принимать не менее 20; 15; 12 и 8 соответственно. При токе отключения /0ткл~0,6/0ткл.ном значение Иоткл должно быть выше нормированного для /ОТкл.ном в 1,7 раза и более. Наконец, минимальное допускаемое число включений при токе, равном /ОТкл.ном> - не менее 50% допустимого числа отключений при том же токе.

1.8. Области применения типовых схем

Действующий стандарт организации СТО 56947007 - 29.240.30.0102008 «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения» СТО регламентирует области применения схем и состав устанавливаемого в распределительных устройствах подстанций оборудования. В данном стандарте появились новые технические решения, такие как секционирование систем сборных шин через развилку из двух выключателей; даны указания по применению схем КРУЭ. Тем не менее, в нем отсутствует формализованный подход к выбору типовых схем, а некоторые схемы имеют неправильное указание к применению, например, схема заход - выход.

1.9. Тенденции в конструктивных, схемных и компоновочных решениях

для распределительных устройств

Развитие конкурентных отношений в электроэнергетике промышленно развитых стран, заставило производителей электрооборудования уделить пристальное внимание вопросам его надежности, экономичности и воздействию на окружающую среду, включая компактность. Как следствие, за последнее десятилетие на мировом рынке появилась широкая гамма новых конструктивных решений для РУ. Это гибридные устройства, а также РУ с комбинированными аппаратами [5,7, 44, 45].

Традиционные ОРУ Комбинированные аппараты Гибридные устройства КРУЭ

Заключение диссертации по теме «Электростанции и электроэнергетические системы», Федоров, Виктор Евгеньевич

4.7. Выводы

1. В первой половине прошлого столетия наличие в схемах распределительных устройств двух систем сборных шин (одна рабочая, а вторая резервная - свободная) было безальтернативным решением. Оно определялось особенностями режимов работы энергосистем и стремлением снизить перебои в электроснабжении потребителей при частых и длительных ремонтах выключателей. Использование схемы с одной секционированной системой сборных шин было проблематичным с указанных позиций.

2. Во второй половине прошлого столетия объединение на параллельную работу энергосистем, реализация мероприятий по резервированию присоединений и массовое применение обходных систем шин изменили функ

101 циональность схемы с двумя системами сборных шин. Теперь не требовалось иметь свободную систему шин. А их резервирование перестало быть жестким ограничением при обосновании и выборе схем. В таких условиях оказалось возможным применять схемы с одной секционированной системой сборных шин и с обходной системой шин.

3. Схема с двумя системами сборных шин имеет высокую техническую гибкость. Она позволяет быстро восстанавливать электроснабжение потребителей при нарушении ее функционирования. Однако сама эта схема и является причиной большого числа отказов. На современном этапе при прочих равных условиях в распределительных устройствах 110 и 220 кВ подстанций предпочтительно использовать схему с одной секционированной системой сборных шин. Применение двух систем сборных шин следует считать вынужденным решением и требовать в проектах аргументированных обоснований.

4. Высокая технико-экономическая эффективность обходных систем сборных шин, которая не вызывала сомнений более полувека, уже не является таковой. Для современных элегазовых выключателей с пружинными приводами, с учетом их фактического коммутационного ресурса в энергосистемах, как правило, не потребуются капитальные (средние) ремонты за весь их срок службы. Поэтому применение обходных систем шин на новых подстанциях должно так же требовать в проектах обоснований.

5. Технико-экономическими расчетами показано, что при оценке показателей надежности РУ с элегазовым оборудованием достаточно использовать критерий п-1, что может существенно упростить методики оценки надежности схем.

6. Многократное секционирование систем сборных шин (схемы №110(220)-9Н(АН); 110(220)-12Н) , предложенное в стандарте организации «Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ. Типовые решения» [1.6], не может быть обосновано с технико-экономических позиций.

7. Повышение надежности электрических аппаратов, а следовательно РУ подстанций в целом, должно неизбежно приводить к минимизации количества аппаратов и упрощению принципиальных электрических схем.

8. Разработан алгоритм обоснования и выбора типовых принципиальных схем РУ подстанций.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Настоящая работа является очередной ступенью в развитии методики формирования схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ и рекомендаций по их применению, что представляет собой решение научно-технической задачи, имеющей существенное значение для электроэнергетической отрасли.

Получены новые теоретические результаты:

1. Проведена оценка фактического коммутационного и механического ресурсов выключателей в энергосистемах, что позволило аргументировано подойти к выбору расчетных условий обоснования и выбора схем РУ подстанций:

- у большинства вновь устанавливаемых современных элегазовых выключателей с пружинными приводами ресурс по механической и коммутационной стойкости будет расходоваться не полностью за расчетный срок службы. Тем самым исключается необходимость в проведении капитальных (средних) ремонтов рассматриваемого оборудования;

- установка современных элегазовых выключателей в должна привести к изменению сложившихся подходов к формированию схем распределительных устройств электростанций и подстанций. Очевидно, типовая сетка схем должна все более упрощаться. Например, в первую очередь на новых объектах не следует предусматривать обходные системы сборных шин.

2. Определены комплексные характеристики надежности ячеек РУ с элегазовыми выключателями, на основании которых предложены следующие организационно-технические мероприятия по повышению надежности электроустановок:

- в структуре показателей надежности электротехнического оборудования подстанций на долю собственно выключателя с приводом должно приходиться не более 50% соответствующего значения (на привод не более

25%). Оставшиеся 50% может привносить прочее оборудование и системы. Это позволит на порядок улучшить надежность схем РУ подстанций;

- затраты на современные микропроцессорные устройства контроля и управления, включая АСУ ТП, следует ограничить разумными пределами (допустим, 10 - 15% от стоимости сооружения подстанции, как это было ранее, а не 30 - 50%) с тенденцией к дальнейшему уменьшению. Такое положение позволит без излишеств подходить к определению масштабов систем автоматизации.

3. Развита методика формирования схем РУ подстанций на основе учета их фактических эксплуатационных и перспективных характеристик, что позволило предложить научно-обоснованные рекомендации по обоснованию и выбору типовых принципиальных схем подстанций:

- на современном этапе, при прочих равных условиях, в РУ 110 и 220 кВ подстанций предпочтительно использовать схему с одной секционированной системой сборных шин. Применение двух систем сборных шин следует считать вынужденным решением и требовать в проектах аргументированных обоснований;

- технико-экономическими расчетами показано, что при оценке показателей надежности РУ с элегазовым оборудованием достаточно использовать критерий п-1, что может существенно упростить методики оценки надежности схем;

- многократное секционирование систем сборных шин не может быть обосновано с технико-экономических позиций;

- повышение надежности электрических аппаратов, а следовательно РУ подстанций в целом, должно неизбежно приводить к минимизации количества аппаратов и упрощению принципиальных электрических схем.

4. Показаны возможные конструктивные и компоновочные решения для РУ подстанций с перспективными типами электротехнического оборудования:

- использование гибридных устройств и комбинированных аппаратов приведет к разнообразию компоновочных решений для распределительных устройств подстанций и требует серьезной ревизии отработанных типовых проектных решений, а также определения предпочтительных областей применения аппаратов различного типа;

- с ростом номинального напряжения растет экономия площади РУ, особенно для кольцевых схем.

Получены новые практические результаты:

1. Ресурсы, направляемые на техническое обслуживание и ремонт изношенных и снятых с производства коммутационных аппаратов, оказываются сопоставимыми с затратами на новое, более надежное и экономичное оборудование, которое может практически не требовать ремонтного обслуживания с учетом возможных режимов его работы в энергосистемах. Это наиболее веский аргумент в современных технико-экономических условиях, связанных с минимизацией ремонтного персонала в отрасли.

2. Значительное ухудшение надежности РУ привнесли современные микропроцессорные устройства контроля и управления, включая РЗА и АСУ ТП. Эти системы стремительно стали избыточно громоздкими и поэтому все менее надежными, время простоя присоединения для целей их проверки занимает до половины всего времени простоя ячейки выключателя. Таким образом, здесь имеется явный проигрыш и в неоправданных затратах материальных и финансовых ресурсов, и в эксплуатационной надежности электроустановок.

3. У большинства вновь устанавливаемых современных элегазовых выключателей с пружинными приводами ресурс по механической и коммутационной стойкости будет расходоваться не полностью за расчетный срок службы. Тем самым отсутствует необходимость в проведении капитальных (средних) ремонтов. Таким образом, уже на данном временном уровне плановые ремонты этих выключателей можно планировать, исходя из их фактического состояния, а не фиксированных межремонтных периодов.

4. Разработанный алгоритм обоснования и выбора типовых принципиальных схем РУ подстанций позволяет формализовать выбор типовых принципиальных схем подстанций. Тем самым упрощается процесс рассмотрения и согласования проектной документации.

Использование практических результатов:

1. Результаты диссертационной работы вошли составной частью в стандарт организации ОАО «ФСК ЕЭС» «Рекомендации по применению типовых принципиальных электрических схем распределительных устройств подстанций 35 - 750 кВ» (приказ ОАО «ФСК ЕЭС» от 16.06.2010 № 421).

2. Примененный подход и полученные на его основе рекомендации по обоснованию и выбору принципиальных схем подстанций позволяют на практике повысить достоверность и устойчивость принимаемых решений, а также надежность и экономичность энергосистем.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Федоров, Виктор Евгеньевич, 2012 год

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ источников

1. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергоатомиздат, 1985.

2. Лисовский Г.С., Хейфиц М.Э. Главные схемы и электротехническое оборудование подстанций 35-750 kB. М.: Энергия, 1977

3. Шапиро И.М. Принципы унификации элементов электрической сети 110-330 kB. М.: Энергоатомиздат, 1984.

4. Джилз Р.Л. Компоновки распределительных устройств высокого напряжения. М.: Энергия, 1973.

5. О конструктивных решениях для распределительных устройств с комбинированными аппаратами // Абдурахманов A.M., Линт М.Г., Мисриханов М.Ш. и др. / Электрические станции. 2008. №5.

6. О коммутационном ресурсе выключателей при коротких замыканиях в энергосистемах // Абдурахманов A.M., Мисриханов М.Ш., Мозгалев К.В. и др. / Электрические станции. 2008. № 10.

7. О компоновочных решениях для распределительных устройств с комбинированными аппаратами // Абдурахманов A.M., Линт М.Г., Мисриханов М.Ш. и др. / Электрические станции. 2008. №11.

8. Об изменении подходов к применению рабочих, резервных и обходных систем сборных шин подстанций// Абдурахманов A.M., Линт М.Г., Мисриханов М.Ш. и др. / Электрические станции, 2009, № 4.

9. О надёжности ячеек элегазовых выключателей 110 - 750 кВ подстанций // Абдурахманов A.M., Столяров Е.И., Мисриханов М.Ш. и др. / Электрические станции. 2011. № 1.

10. Проектирование схем электроустановок. // Ю.Н. Балаков, М.Ш. Мисриханов, A.B. Шунтов. М.: Издательский дом МЭИ 2006.

11. Review of adequacy standards for generation and transmission planning / C. O'Riordan, E. Eunson, E. Stam, K. Takahashi // Electra. 1993. №150.

12. Игнатов B.B., Мисриханов М.Ш., Мозгалев K.B., Шунтов А.В. О надежности схем выдачи мощности электростанций в регионе с высокой плотностью нагрузки // Электрические станции. 2007. №9.

13. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств 6-750 кВ подстанций. Альбом I. 407.03-456.87. Москва 1987г.

14. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ и указания по их применению. №14198тм-т1. Москва 1993г.

15. Схемы принципиальные электрические распределительных устройств подстанций 35-750 кВ. Типовые решения. СТО 56947007-29.240.30.010-2008.

16. Справочник по проектированию электроэнергетических систем // под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. Энергоатомиздат, 1985.

17. Двоскин Л.И. Схемы и конструкции распределительных устройств. М.: Энергия, 1974.

18. Коммутационные узлы энергосистем // Ю.Н. Балаков, А.И. Васильчиков, В.М. Лаврентьев и др. // М.: Энергоатомиздат, 1997.

19. Абдурахманов A.M., Мисриханов М.Ш., Неклепаев Б.Н., Шунтов А.В. Об особенностях структуры параметра потока отказов выключателя // Электрические станции. 2005. №5.

20. Roussel Ph., Hossenlopp L., Gallon F. Technical and economical evaluation of new air-insulation substation consepts // CIGRE 2002. Pap. 23-205.

21. Functional specification as driver for technical/economical optimization of substation // A.Carvalho, P.Bosshart, U.Christiansen etc.// CIGRE 2000. Pap 23-101.

22. Georgopoulos A.D., Papadopoulos C.A., Agoris D.P. A 170 kV compact switchgear module application at Komotini open-air substation in northeastern Greece // CIGRE 2002. Pap.23-204.

23. An integral evaluation approach for bidding for new components for HV electrical substations. Critical analysis and considerations on its applicability // E. Colombo, V. Colloca, G.Sotterro etc. // CIGRE 2002 Pap. 23-305.

24. Синьчугов Ф.И. Расчет надежности схем электрических соединений. М.: Энергия, 1971.

25. Файбисович Д.Л., Карапетян И.Г., Шапиро И.М. Справочник по проектированию электрических сетей//М.: ЭНАС, 2006.

26. Дьяков А.Ф., Максимов Б.К., Молодюк В.В. Рынок электрической энергии в России: состояние и проблемы развития: Учеб. пособие // под ред. А.Ф. Дьякова. - М.: Изд-во МЭИ, 2000.

27. Ковалев А.П., Спиваковский А.В. Применение логико-вероятностных методов для оценки надежности структурно-сложных систем// Электричество. 2000. №9.

28. Рябинин И.А. Основы теории и расчета надежности судовых электроэнергетических систем. Л.: Судостроение, 1971.

29. Константинов Б.А., Лосев Э.А. Логико-аналитический метод расчета надежности восстанавливаемых систем электроснабжения//Электричество. 1971. №12.

30. Гук Ю.Б. Анализ надежности электроэнергетических установок. Л.: Энергоатомиздат, 1988.

31. Гук Ю.Б., Каратун B.C. Анализ надежности схем электрических соединений с учетом прилегающей сети, отказов релейной защиты

и коммутационной аппаратуры. JL: Ленинградский политехнический институт, 1983.

32. Розанов М.Н. Надежность электроэнергетических систем. М.: Энергоатомиздат, 1984.

33. Китушин В.Г. Надежность энергетических систем. М.: Высшая школа, 1984.

34. Синьчугов Ф.И. Выбор главных схем электрических соединений блочных электростанций // Электрические станции. 1967. №5.

35. Синьчугов Ф.И. Основные положения расчета надежности электроэнергетических систем // Электричество. 1980. №4. (Дискуссии - Лосев Э.А. Основные положения расчета надежности электроэнергетических систем // Электричество. 1981. №9.

36. Жданов В. С. Технико-экономичесая оценка вариантов схем распределительных устройств с учетом надежности. Учебное пособие для курсового проектирования. - М.: МЭИ, 1979.

37. Грудинский П.Г., Эдельман В.И. Применение метода блок-схем для расчета надежности систем электроснабжения// Электрические станции. 1973. №2.

38. О технико-экономическом сравнении вариантов электроустановок при проектировании // М.Ш. Мисриханов, К.В. Мозгалев, Б.Н. Неклепаев, A.B. Шунтов // Электрические станции. 2004. №2.

39. Балаков Ю.Н., Мисриханов М.Ш., Шунтов A.B. Схемы выдачи мощности электростанций: Методические аспекты формирования //М.: Энергоатомиздат, 2002.

40. Шор Я.Б., Кузьмин Ф.И. Таблицы для анализа и контроля надежности.

41. РД 50-690-89. Методические указания. Надежность в технике. Методы оценки показателей надежности по экспериментальным данным. Москва, Издательство стандартов, 1990.

42. Энергосберегающая технология электроснабжения народного хозяйства: в 5 кн.: Практ. пособие // под ред. В.А. Веникова. Кн. 3. Надежность и эффективность сетей электрических систем// Ю.А. Фокин. - М.: Высшая школа, 1989.

43. Справочник по проектированию подстанций 35-1150 кВ// под ред. Я.С. Самойлова. 1996.

44. Kapetanovic М. CIGRE SC A3 colloquium. Sarajevo 2003. General report // Electra. 2003. №211.

45. Innovative substations with high availability using switching modules and disconnecting circuit breakers // Solver C.-E., Olovsson H.-E., Lord W. etc // CIGRE. 2000. Pap.23-102.

46. Абдурахманов A.M., Мисриханов М.Ш., Шунтов A.B. Анализ эксплуатационной надёжности сборных шин подстанций // Электрические станции. 2007. № 1.

47. Hybrid solutions for high voltage substations // F. Leclerc, A. Giboulet, Y. Doin etc. // CIGRE. 2002. Pap. 23-202.

48. Influence of electrical arrangement and rated voltages on substation space requirements and total costs for various gas- and hybrid-insulation solutions // H. Aeschbach, E. Mikes, PH. Ponchon etc. // CIGRE. 2002. Pap. 23-201.

49. Compact substation: a comprehensive solution // Doin Y., DurandLaurent M., Gens S. etc//CIGRE. 2000. Pap.23-103.

50. Roussel Ph., Hossenlopp L., Gallon F. Technical and economical evaluation of new air-insulated substation concepts // CIGRE. 2002. Pap.23-205.

51. Bosma A., Schreus E. Cost optimization versus function reliability of HVAC circuit breakers // CIGRE. 2000. Pap.13-101.

52. Reliability and electrical stress survey on high voltage circuit breaker in Japan / Nakada Y, Kida J., Takagi I. etc. // CIGRE. 2006. Pap. A3-205.

53. Абдурахманов A.M., Мисриханов М.Ш., Шунтов А.В. Влияние продолжительности эксплуатации на отказы выключателей в высоковольтных электрических сетях // Электрические станции. 2007. №7.

54. О надежности схем выдачи мощности электростанций в регионе с высокой плотностью нагрузки / Игнатов В.В., Мисриханов М.Ш., Мозгалев К.В., Шунтов А.В. // Электрические станции. 2007. №9.

55. Applications of disconnecting circuit breakers / Andersson P.-O., Olovsson H.-E, Franzen B. etc // CIGRE. 2004. Pap.A3-201.

56. Mixed technology HV switchgear and substations: optimized service strategies // Angel Alcocer, Francisco Salamanca, Ricardo Salazar etc //CIGRE. 2004. Pap. B3-204.

57. PCB Rogowski coils - high precision low power sensors // Ljubomir A. Kojovic // CIGRE. 2004. Pap. A3-102.

58. High speed grounding switch for extra-high voltage lines // G.E. Agafonov, I.V. Babkin, B.E. Berlin etc // CIGRE. 2004. Pap. A3-308.

59. Межотраслевые правила по охране труда (Правила безопасности). ПОТ Р М-016-2001, РД 153-34.0-03.150-00. М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2003.

60. High voltage circuit breaker and disconnector application in extreme cold climates// D.F. Peelo, G. Bowden, J.H. Sawada etc // CIGRE. 2006. Pap. A3-301.

61. IEC 62271-100 High-voltage switchgear and controlgear - Part 100: High-voltage alternating-current circuit-breakers.

62. Глазунов А.А. Электрическая часть станций и подстанций. M.-JL: Госэнергоиздат, 1951.

63. Грудинский П.Г. Анализ повреждаемости и условий эксплуатации в распределительных устройствах 110 - 220 кВ и выводы для проектирования. М.: Министерство электростанций, 1957.

64. Славнин М.И. Коммутация современных электрических станций. M.-JI.: Госэнергоиздат, 1933.

65. ГОСТ 24291-90. Электрическая часть электростанции и электрической сети. Термины и определения.

66. Ковалев Г.Ф., Лебедева Л.М. Области использования и пределы применимости критерия п-1 при формировании структуры и выборе параметров элементов ЭЭС // ИСЭ им. Л.А. Мелантьева СО РАН. Иркутск. 1999.

67. Диагностика, реконструкция и эксплуатация воздушных линий электропередачи в гололедных районах. // A.A. Аллилуев, A.C. Засыпкин, И.И. Левченко и др.. Издательский дом МЭИ 2007.

68. Неклепаев Б.Н., Трубицын В.И. О допустимом числе присоединений в распредустройствах со сборными шинами // Электрические станции. 2000, № 3.

69. Неклепаев Б.Н., Трубицын В.И. Технико-экономическое обоснование выбора структурных схме и схем распределительных устройств электростанций. Учебное пособие. Издательство МЭИ (ТУ) 2004.

70. По поводу статьи Неклепаева Б.Н., Трубицына В.И. «О допустимом числе присоединений в распредустройствах со сборными шинами» // Барсуков А.И., Седунов В.Н., Шевченко А.Т., Шунтов A.B. // Электрические станции. 2001, №1

ПРИЛОЖЕНИЕ 1. КОМПОНОВОЧНЫЕ РЕШЕНИЯ ДЛЯ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ

П.1.1. Компоновочные решения для распределительных устройств с комбинированными аппаратами 110-220 кВ

На рис. П.1.1 приведен фрагмент типовой компоновки ОРУ 110 кВ, выполненного по схеме с одной секционированной системой сборных шин с установкой традиционного оборудования (здесь и далее размеры приведены в метрах). С позиций ремонтопригодности выключатели и трансформаторы тока установлены вдоль автодороги. Они приподняты над остальным оборудованием примерно на 1,5м. При этом грузоподъемные механизмы могут проезжать без снятия напряжения с ошиновки над дорогой. При ремонтных работах они устанавливаются вдоль нее. Обычно работы в ячейке выключателя ведутся без отключения смежных присоединений, так как при такой компоновке выдерживаются требуемые с позиций безопасности персонала расстояния [59].

Рис. П.1.1. Фрагмент компоновки ОРУ 110 кВ с традиционным оборудованием: 1 - выключатель; 2 - трансформатор тока; 3 - разъединитель трехфазный; 4 -разъединитель однофазный; 5 - шинная опора; 6 - высокочастотный заградитель; 7 - конденсатор связи и фильтр присоединения; 8 -гибкая ошиновка

Для уменьшения длины ячейки и унификации строительных решений под второй секцией системы шин выполнена так называемая ступенчато-килевая установка разъединителей. Для присоединений первой секции места установки шинных опор под второй секцией совпадают с привязками фундаментов ступенчато-килевой установки разъединителей. Шаг ячейки составляет 9,0 м, что удовлетворяет требованиям ПУЭ к междуфазным и ремонтным расстояниям с учетом максимально возможной стрелы провеса, горизонтального смещения проводов под воздействием ветровой нагрузки, а так же их схлестывания при КЗ (сталеалюминиевые провода до 2хАС-500/64). Заметим, что ступенчато-килевая установка разъединителей - типовое решение и для схемы с двумя системами сборных шин. За счет этого развилка из двух шинных разъединителей на каждом присоединении не требует увеличения шага ячейки, по сравнению с приведенным на рис.П. 1.2.

Компоновка ОРУ с выключателями на подвижной раме. На рис. П. 1.2. представлены фрагменты компоновок ОРУ 110 кВ с ними. Колонковый эле-газовый выключатель устанавливается на подвижной раме. При ее перемещении контакты, расположенные на выводах выключателя и стационарных изоляторах, размыкаются. На раме он может находиться в трех положениях: включенном, разъединенном, ремонтном. Положение «разъединено» соответствует разомкнутым контактам традиционного разъединителя. В ремонтном положении обеспечиваются необходимые расстояния для безопасного проведения ремонта выключателя.

Верхние стационарные контакты соединяются с жесткой ошиновкой, нижние - через трансформатор тока с присоединением. Трансформатор тока устанавливается на отдельной консоли. Портал жесткой ошиновки, помимо своего основного назначения, используется для поддержки опорных изоляторов неподвижных контактов, трансформаторов тока и как дополнительная опора направляющих подвижной рамы выключателя.

На рис. П. 1.2, а, по сравнению с компоновками на рис. П. 1.1 .и П. 1.2, б, предусмотрено две автодороги для выкатывания выключателей из ячеек. Это

может увеличить длину ОРУ. Решение применялось при реконструкции ряда отечественных подстанций, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин и с обходной системой шин. На месте обходной системы шин поэтапно сооружались ячейки с выключателями на подвижной раме с перезаводом на них существующих присоединений. Это позволило безболезненно перевести их в новое ОРУ, а на завершающей стадии высвободить значительные площади.

Вариант сокращения отводимых площадей для компоновки на рис. П. 1.2, а- совмещение функций одной объездной автодороги с основной дорогой для транспортировки силовых трансформаторов. При этом компоновки на рис. П. 1.2 занимают меньшую площадь, чем требуется на рис. П. 1.1.

Компоновки на рис. П. 1.2 обладают следующими преимуществами (сравнение с рис. П. 1.1.):

- выключатели и трансформаторы тока не приподняты, поэтому нет нужды в гидроподъемниках и стационарных лестничных площадках при техническом обслуживании и ремонте оборудования;

- не используются линейные и шинные разъединители, а так же шинные опоры;

- ячейка выключателя поставляется на площадку комплектно, а количество фундаментов под оборудование примерно в два раза меньше, что сокращает трудозатраты и сроки строительства.

Компоновки на рис. П. 1.2 довольно гибкие. При необходимости подключения присоединения через два выключателя это можно выполнить в пределах одной ячейки. В случае же с типовым решением (рис. П. 1.1), необходима дополнительная ячейка.

В определенной мере отрицательным фактором для компоновок на рис. П. 1.2 является применение жесткой ошиновки, что удорожает электроустановку. Так же требуются отдельно стоящие заземлители (обеспечение безопасности персонала при ремонтных работах на присоединениях) и более вы-

сокие порталы: на рис. П.1.1 стандартные высотой 11,35 м, а на рис. П.1.2.-12,5 м и выше.

Компоновка ОРУ с поворотными выключателями. На рис. П. 1.3 дан фрагмент компоновки ОРУ 110 кВ с поворотными выключателями. Они несут так же функцию горизонтально-поворотных разъединителей. Рассматриваемый комбинированный аппарат состоит из собственно выключателя с приводом и с ведущими контактными ножами, шинных опор трансформаторов тока, на которых устанавливаются приемные контактные выводы. В связи с этим, все аппараты модуля должны иметь точную взаимную привязку, которая не может быть нарушена в процессе эксплуатации.

Аппараты устанавливаются вдоль автодороги, что упрощает их техническое обслуживание и ремонт. Монтировать выключатель можно как с помощью автокрана и гидроподъемника, так и по рекомендуемым заводами-изготовителями путям перекатки (перпендикулярно) оси ячейки. В этом случае в ОРУ необходимо предусмотреть одну ремонтную площадку на две ячейки, шириной, сопоставимой с шагом ячейки. Крайние ячейки ОРУ могут выкатываться на круговой проезд. Площадку можно не сооружать (рис. П. 1.3), но при выкатывании (закатывании) выключателя необходимо кратковременно (на 1 - 2 ч) отключать одно из смежных присоединений. Дополнительный ячейковый портал (портал между секциями системы сборных шин) установлен для проезда грузоподъемных механизмов под ошиновкой без снятия напряжения.

При выводе в ремонт присоединения за счет поворота выключателя обеспечивается двойной видимый разрыв, что позволяет отказаться от установки разъединителей. При ремонте выключателя его необходимо расшино-вать. Это требует непродолжительного отключения секции системы сборных шин. Для обеспечения безопасности на присоединениях предусмотрены отдельно стоящие заземлители.

Компоновка ОРУ с аппаратами Г-образного типа. На рис. П. 1.4 представлены фрагменты компоновки ОРУ 110 кВ с аппаратами Г-образного ти-

па. Они установлены на подвижной раме. В отличие от выключателя на подвижной раме (рис. П. 1.2), здесь на ней установлен и трансформатор тока. Ду-гогасительная камера расположена горизонтально, а трансформатор тока выполняет функции шинной опоры и находится со стороны присоединения.

Рама с оборудованием снабжена катками, может быть опущена на землю и выкачена вбок за габариты ячейки. Поэтому в ряде случаев шаг ячейки ограничивается не только изоляционными расстояниями, но и размерами ремонтной площадки для размещения рамы с аппаратами. При этом их ремонт производится без снятия напряжения со сборных шин.

Так, на рис. П. 1.4, а представлен вариант смещения аппаратов Г-образного типа друг относительно друга при сохранении шага ячейки 9,0 м, т.е. как на рис. П. 1.1. На рис. П. 1.4, б аппараты не смещены друг относительно друга, но шаг ячейки увеличен с 9,0 до 10,0 м. Наконец, на рис. П. 1.4, в аппараты установлены не параллельно автодороге, как на рис. П. 1.4, а и б, а под углом для выкатывания (вкатывания) рамы с оборудованием.

Аппарат Г-образного типа укомплектован стационарными заземлите-лями. Поэтому нет нужды в отдельно стоящих заземлителях со стороны присоединений. Видимый разрыв при работах на них обеспечивается выдвинутым вбок положением рамы в ее верхнем положении.

И здесь дополнительный ячейковый портал установлен для проезда под ошиновкой грузоподъемных механизмов без снятия с нее напряжения.

Компоновка ОРУ с выключателями с функциями разъединителя. Фрагмент компоновки ОРУ 110 кВ с выключателями с функцией разъединителя см. на рис. П. 1.5. Заземляющий нож в виду конструктивных особенностей колонкового элегазового выключателя имеет ответные контакты на нижнем выводе дугогасительной камеры. Выводы и шкаф управления коммутационного аппарата расположены так, что заземляющий нож сориентирован в сторону сборных шин. Поэтому предусмотрены отдельно стоящие за-землители со стороны присоединений. Ремонт выключателя требует его рас-

шиновки, для чего на непродолжительное время отключается секция системы сборных шин.

Ниже приведены сравнительные данные по площади, занимаемой ячейкой ОРУ на рис. П.1.1.- П.1.5.; экономия площади дается по сравнению с типовой конструкцией на рис.3.1.3.

Таблица П. 1

Оценка площади РУ с комбинированными аппаратами.

№№ Вариант компоновки Показатель

п/п Площадь ячейки, м2 Экономия площади, %

1. Традиционное оборудование (рис. П. 1.1) 400 925 0 0

2. Выключатель на подвижной раме (рис. П. 1.2, а) 350 715 12,5 22,5

3. Выключатель на подвижной раме (рис. П. 1.2, б) 305 670 24,0 21,Ъ

4. Поворотный выключатель (рис. П. 1.3) 315 850 21,0 8,0

5. Аппарат Г-образного типа (рис. П. 1.4, а) 320 850 20,0 8,0

6. Аппарат Г-образного типа (рис. П. 1.4, б) 320 850 20,0 8,0

7. Аппарат Г-образного типа (рис. П. 1.4, в) 300 850 25,0 8,0

8. Выключатель с функциями разъединителя (рис. П. 1.5) 340 850 15,0 8,0

* Числитель - при напряжении 110 кВ, знаменатель - 220 кВ; аппараты Г-

образного типа выпускаются на напряжение до 170 кВ

2 секция 1 секция

I______Й-

а)

б)

Рис. П. 1.2. Фрагменты компоновки ОРУ 110 кВ с выключателями на подвижной раме: 1 - модуль с выключателем на подвижной раме; 2 - отдель-

ч> V» ^ __А

но стоящии линеиныи заземлитель; 3 - высокочастотный заградитель; 4 -конденсатор связи и фильтр присоединения; 5 - гибкая ошиновка; 6 - модуль сборных шин (жесткая ошиновка).

тт

1 3 / г, ¿г Г -б 1—-

Т\в

V нр— 6

•» о к 111

-1 1 V ■■

Рис. П. 1.3. Фрагмент компоновки ОРУ 110 кВ с поворотными выключателями: 1 - модуль поворотного выключателя; 2 - отдельно стоящий линейный заземлитель; 3 - высокочастотный заградитель; 4 - конденсатор связи и фильтр присоединения; 5 - шинная опора; 6 - гибкая ошиновка.

2 секция

1 секция

а)

2 секция 1 секция

б)

, г Г -4—

"о*

/г 5 г-

3

5

—

11

Рис. П. 1.4. Фрагменты компоновки ОРУ 110 кВ с аппаратами Г-образного типа: 1 - модуль аппарата Г-образного типа; 2 - высокочастотный заградитель; 3 - конденсатор связи и фильтр присоединения; 4 - шинная опора; 5 - гибкая ошиновка

ГЗ 2 7 ч/ /

£Г I ^—&—1

"с* й-0"-.

н

1

Рис. П. 1.5. Фрагмент компоновки ОРУ 110 кВ с выключателями с функцией разъединителя: 1 - выключатель с функцией разъединителя; 2 -трансформатор тока; 3 - отдельно стоящий заземлитель; 4 - высокочастотный заградитель; 5 - конденсатор связи и фильтр присоединения; 6 - шинная опора; 7 - гибкая ошиновка

Как видно, применение комбинированных аппаратов позволяет в ряде случаев уменьшить на четверть площадь, занимаемую ячейкой с выключателем. При этом на крупных узловых подстанциях 110 - 220 кВ, имеющих в среднем 8-10 присоединений [50], можно сэкономить до 0,4 - 2,5 га земли.

Тем не менее, при напряжении 220 кВ применение комбинированных аппаратов наиболее эффективно с позиций компактности лишь при использовании жесткой ошиновки. Причина кроется в том, что с ростом напряжения существенно увеличивается площадь, занимаемая собственно системами сборных шин.

П.1.2. Компоновочные решения для распределительных устройств с комбинированными аппаратами 330 - 500 кВ

Компоновка с традиционными аппаратами 330-500 кВ из-за значительных межфазных расстояний имеет собственную опорную конструкцию. В ОРУ ЗЗОкВ установлены пантографические (для связи ячеек с ошиновкой) и полупантографические (между выключателями ячейки и на присоединении) разъединители. Установлена жесткая ошиновка. Расстояние между крайними линейными порталами ячейки составляет 120000 мм. В ячейке установлены четыре линейных портала, рис. П. 1.6.

Выключатель с двумя разъединителями пантографического типа на одной раме предполагают установку ответных контактов на неподвижной конструкции (жесткая ошиновка). Высота установки аппарата задана заводом-производителем. При проработке компоновки ячейки РУ 330 кВ оказалось, что высота типового шинного портала является недостаточной. Для выхода на отметку ответных контактов пантографического разъединителя потребовалось увеличить высоту шинных порталов. Такой шаг требует увеличения высоты линейных порталов, так как не выполняется нормируемое расстояние в свету между различными цепями. Нерационально сооружать жесткие токо-ведущие конструкции для выхода на пантографический разъединитель.

Рис. П. 1.6. Разрез ячейки ОРУ 330 кВ с традиционным оборудованием ПС 330 кВ: а - разрез ячейки РУ 330 кВ, схема 3/2, б - поясняющая схема к разрезу.

Выключатель с двумя разъединителями пантографического типа на одной раме предполагают установку ответных контактов на неподвижной конструкции (жесткая ошиновка). Высота установки аппарата задана заводом-производителем. При проработке компоновки ячейки РУ 330 кВ оказалось, что высота типового шинного портала является недостаточной. Для выхода на отметку ответных контактов пантографического разъединителя потребовалось увеличить высоту шинных порталов. Такой шаг требует увеличения высоты линейных порталов, так как не выполняется нормируемое расстояние в свету между различными цепями. Нерационально сооружать жесткие токо-ведущие конструкции для выхода на пантографический разъединитель.

Было бы разумно использовать такие аппараты с одним разъединителем. А второй разъединитель устанавливать непосредственно под сборными шинами. Для электрического соединения отдельного разъединителя с выключателем использовать гибкую либо жесткую связь.

В данной компоновке применяются трансформаторы тока на основе колец Роговского, которые не требуют дополнительной установки несущих конструкций. Применение данных аппаратов позволило сократить длину ячейки с 120000 мм до 99000мм, рис. П. 1.7. В ячейке установлено три линейных портала вместо четырех. Для организации жесткой ошиновки в ячейке требуется установка дополнительных шинных опор. Обслуживание ОРУ производится с проездов параллельных ячейке.

а)

Г

Н,__ гГГПРЧП . РПППП ,-, - . ,—, сгтппп , П

Г"--«— г -пппп—^—1—♦—гтпппН—М—Т"^1—4—— пгпппп у ^-Н

^ 1—1 гттпп ^ £ тппп — ^ ^ и—' ггппп ^ [[

б)

Рис. П. 1.7. Выключатель с двумя разъединителями пантографного типа на одной раме 330 кВ: а - разрез ячейки РУ 330 кВ, полуторная схема, б -электрическая схема.

Ротационный выключатель на основе Т-образного элегазового выключателя используется в РУ 330 - 500 кВ. На рис. П. 1.8. показан разрез РУ 330 кВ полуторной схемой. Используется жесткая ошиновка. В ячейках применяется гибкая электрическая связь.

В РУ 330 - 500 кВ значительную роль в компоновке играют нормативные расстояния в свету. Меньшее количество оборудования значительно сокращает длину ячейки (при использовании ротационных выключателей 330 кВ 70100 мм между осями крайних линейных порталов). Ширина остается такой же, как и в РУ с традиционным оборудованием и ограничивается меж-

фазным расстоянием (для РУ 330 кВ расстояние между осями ячеек 32800мм: проезд для обслуживания организуется вдоль каждой ячейки).

Все высоковольтные части ячейки располагаются на одном уровне. В отличие от выключателей с двумя пантографическими разъединителями ротационные выключатели не требуют использования нетиповых порталов, как шинных, так и линейных.

Заземлители могут устанавливаться на опорных изоляторах модуля. Для уменьшения тяжения на опорные изоляторы, со стороны сборных шин устанавливаются шинные опоры под сборными шинами.

В компоновке ОРУ 330-500 кВ с полуторной схемой дороги для обслуживания оборудования предусматриваются вдоль ячеек, поэтому на длину ячейки фактор обслуживания оказывает меньшее влияние, чем в компоновках 110 - 220 кВ.

В,—, гггт гпппп ,—. I ,—. пгтпт П

—тгД йркй^ у | язта ^^ \ в

б)

Рис. П. 1.8. Ротационный выключатель 330 кВ: а - разрез ячейки РУ 330 кВ, полуторная схема, б - электрическая схема.

Выключатель с функциями разъединителя по своим габаритным размерам соответствует традиционному выключателю с элегазовой изоляцией. В ячеке отсутствуют два разъединителя и ТТ, его функции выполняет датчик тока, расположенный на выводе выключателя.

В ОРУ 330 кВ Быстросъемные перемычки предполагаются к применению между сборными шинами и аппаратами, между аппаратами и для пере-

хода с отметки вывода аппарата на отметку траверсы линейного портала для вывода присоединения, рис. П. 1.9. Траверса типового линейного портала 330 кВ расположена на высоте 20000 мм. При каждом соединении/разъединении быстросъемных перемычек необходимо использовать подъемные механизмы. Возможен и другой вариант: "перебрасывать" перемычку с одного аппарата на другой при ремонте первого.

Заземляющие ножи в аппаратах с двумя разрывами могут устанавливаться на любом выводе.

Рис. П. 1.9. Выключатель с функциями разъединителя 330 кВ: а - разрез ячейки РУ 330 кВ, б - поясняющая схема к разрезу.

а)

б)

П.1.2. Компоновочные решения для распределительных устройств с гибридными устройствами

Гибридные устройства все чаще находят свое применение, как при новом строительстве, так и при реконструкции существующих распределительных устройств. В отечественной практике широко применяются ГУ напряжением 110 кВ, это связано с преимуществами модульной конструкции аппарата и их небольшими габаритами. При использовании мобильных подстанций минимальные сроки приведения в рабочее состояние и компактность ГУ делают их фаворитами в данном сегменте РУ. Это временные распределительные устройства.

При строительстве энергообъектов в условиях городской застройки ГУ могут стать единственными решением в силу их небольшой высоты и незначительного влияния на эстетические качества объекта. Меньшая габаритная высота, в сравнении с комбинированными аппаратами и традиционными решениями, позволяет использовать менее массивные фундаменты и упрощенные строительные конструкции.

Электрическая и газовые схемы, поставляемых в нашу страну ГУ, вызывают много вопросов, а именно правомерность отказа от линейного разъединителя. Поэтому проектирующие организации вынуждены дополнять ячейку присоединения отдельным линейным разъединителем, как правило, традиционной конструкции - решение вносит определенную долю ненадежности, в итоговый показатель надежности РУ. Достоинства модульной конструкции уменьшаются. Установка линейного разъединителя неизбежно увеличивает длину ячейки. Таким образом, сравнение вариантов компоновки для РУ 110 кВ не показало явных преимуществ ГУ в сравнении с традиционными решениями для радиальных схем.

Для РУ по блочным и мостиковым схемам, особенно в условиях плотной городской застройки, ГУ имеют явное преимущество с точки зрения

компоновки. Так, в городских сетях велика доля кабельных линий. Для со-

130

пряжения традиционного ОРУ и кабельной необходима установка кабельных муфт и ОПН, длина ячейки увеличивается до 5 м. В случае РУ с гибридными устройствами эти устройства устанавливаются на место воздушного ввода. Таким образом, габариты гибридного устройства практически не изменяются, появляется возможность отказаться от портала, необходимого для выхода на воздушную линию. Если применить кабельную связь между силовым трансформатором и ГУ для блочных схем, то получиться некий прообраз КРУЭ, заключившего в себе простоту ОРУ и надежность КРУЭ. В таком распределительном устройстве отсутствуют открытые токоведущие части высокого напряжения, оно может быть установлено, как на открытой площадке, так и в закрытом помещении компактных размеров.

Проработка компоновочных решений показала, что при повышении номинального напряжения экономия площади растет в нелинейной зависимости.

Таким образом, с точки зрения компоновочных решений гибридные устройства дают наибольшую экономию площади в РУ напряжений 330-500 кВ с кольцевыми схемами коммутации, так как для этих напряжений значительны допустимые изоляционные расстояния. Наибольшую экономию площади дают ГУ, состоящие из нескольких выключателей. Для напряжений 110 - 220 кВ сокращение площади РУ с ГУ не столь заметно для радиальных схем. Для блочных схем всех напряжений ГУ являются эффективным, а порой, и единственным решением. РУ с ГУ также могут быть успешно реализованы по мостиковым схемам.

Таблица П. 1.2

Применяемость гибридных устройств для различных электрических

схем на основе анализа компоновок

Схемы с коммутацией присоединения одним выключателем Схемы с коммутацией присоединения двумя выключателями Схемы с коммутацией присоединения тремя и более выключателями Упрощенные схемы, с количеством выключателей меньшим количества присоединений

Модули ГУ с одним выключателем Применение ГУ допустимо. Экономия площади РУ минимальна. Применение ГУ допустимо. Экономия площади РУ увеличивается с увеличением класса напряжения электроустановки. Применение ГУ допустимо. Экономия площади РУ минимальна.

Модули ГУ с несколькими выключателями, (как правило, число выключателей в ГУ равняется их количеству в ячейке). Не применяются Применение ГУ допустимо. Экономия площади несколько больше, чем в радиальных схемах. Применение ГУ допустимо. Значительное сокращение необходимой площади. Экономический эффект увеличивается с ростом номинального напряжения ЭУ и количества выключателей в одной цепочке. Применение ГУ допустимо, как в постоянных, так и временных (мобильных)РУ. Значительно сокращается площадь и высота РУ при использовании кабельных вводов.

•ПГЗСЗСР; 1—1

в)

-Г1 М~1 -1— Р =1

-ь- !

■—1- — - - — ——

— 1

1. 1

г)

Рис. П. 1.10. РУ 110 кВ с одной секционированной системой сборных шин: а - РУ 110кВ традиционной конструкции с баковыми выключателями, б - РУ 110кВ традиционной конструкции с колонковыми выключателями, в,г - РУ с гибридными устройствами 110 кВ

135

—1 1— Г 1 1

_____ —

1

1 1

;а

1

II —| 1—1

в)

Рис. П. 1.11. РУ 220кВ с одной секционированной системой сборных шин:, а - РУ традиционной конструкции с баковыми выключателями, б -РУ традиционной конструкции с колонковыми выключателями, в - РУ с гибридными устройствами 220 кВ

гГ§Ц--

Рис. П. 1.12. РУ 220кВ с двумя системами сборных шин:, а - РУ традиционной конструкции с баковыми выключателями, б - РУ традиционной конструкции с колонковыми выключателями, в - РУ с гибридными устройствами 220 кВ

1Г,

11 Г !

т

а)

у.

□в

Ер

т

Ье- —

----

й--Чу-уЖоЖу^"в

б)

Рис. ПЛ. 13. РУ 500кВ с двумя выключателями на присоединение:, а -РУ традиционной конструкции с баковыми выключателями, б - РУ с гибридными устройствами 500 кВ

8Г>Р0Э

Рис. П. 1.14. РУ 500кВ с тремя выключателями на два присоединения:, а - РУ традиционной конструкции с колонковыми выключателями, б - РУ с гибридными устройствами 500 кВ (отдельные модули) в - РУ с гибридными устройствами (модуль с тремя выключателями)

Таблица. П.1.3.

Оценка площади РУ с гибридными устройствами

а £ Ном. напр. РУ, кВ Вариант компоновки, наименование схемы РУ. Показатель

Площадь ячейки, м2 Экономия площади, %

1. 110 Традиционное оборудование(баковые выключатели). Одна секционированная система сборных шин. 400 0

2. Традиционное оборудование(колонковые выключатели). Одна секционированная система сборных шин. 360 10

3. ГУ с одним выключателем. Одна секционированная система сборных шин. Компоновка 1. 335 16,25

4. ГУ с одним выключателем. Одна секционированная система сборных шин. Компоновка 2. 335 16,25

5. 220 Традиционное оборудование (колонковые выключатели). Одна секционированная система сборных шин. 925 0

6. Традиционное оборудование (баковые выключатели). Одна секционированная система сборных шин. 912 1,4

7. ГУ с одним выключателем. Одна секционированная система сборных шин. 648 30

8. 220 Традиционное оборудование (колонковые выключатели). Две системы сборных шин. 925 0

9. Традиционное оборудование (баковые выключатели). Две системы сборных шин. 912 1,4

10. ГУ с одним выключателем и тремя вводами. Одна секционированная система сборных шин. 725 21

11. 330 Традиционное оборудование (колонковые выключатели). Схема с тремя выключателями на два присоединения (полуторная или 3/2). 3822 0

12. Гибридные устройства. Схема с тремя выключателями на два присоединения (полуторная или 3/2). 2205 42

13. 500 Традиционное оборудование (колонковые выключатели). Схема с двумя выключателями на присоединение. 3937 0

14. Гибридные устройства. Схема с двумя выключателями на присоединение. Компоновка 1. 2616 33,5

15. Гибридные устройства. Схема с двумя выключателями на присоединение. Компоновка 2. 2793 29

16. 500 Традиционное оборудование (колонковые выключатели). Схема с тремя выключателями на два присоединения (полуторная или 3/2). 5843,5 10

17. Гибридные устройства, модули с одним выключателем. Схема с тремя выключателями на два присоединения (полуторная или 3/2). 4715 19

18. Гибридные устройства, модули с тремя выключателями. Схема с тремя выключателями на два присоединения (полуторная или 3/2). 2666 54

ПРИЛОЖЕНИЕ 2. ОЦЕНКА ИНВЕСТИЦИЙ В СТРОИТЕЛЬСТВО РУ С РАЗЛИЧНЫМИ ТИПАМИ РАСПРЕДЕЛИТЕЛЬНЫХ УСТРОЙСТВ.

В таблице П.2. представлены результаты технико-экономического сравнения инвестиций в строительство РУ традиционного типа и с комбинированными аппаратами. Расчет стоимости произведен в рублях по состоянию на первый квартал 2010 года по сборнику ФБР. Оценка площади ячеек производилась на основании графических проработок компоновок, см. прил.1. Стоимость земли принята равной 1 млн. рублей за гектар. Стоимость ячеек с комбинированными аппаратами увеличена на 30% по сравнению с традиционным. Затраты на общестроительные работы приняты по сборнику ФБР 2001, однако, затраты на строительство сборных шин с гибкой и жесткой ошиновкой по данному сборнику равнозначны. При реальном строительстве затраты на монтаж жесткой ошиновки меньше до 2-х раз затрат на строительство гибкой ошиновки, не требуется использование специальной грузоподъемной техники.

В таблице П.2 показано, что применение комбинированных аппаратов на напряжении 110-220 кВ с точки зрения технико-экономического анализа не принесет заметной экономии, а порой превзойдет стоимость РУ с традиционным оборудованием. Применение новых типов аппаратов для этих классов напряжений может быть обосновано лишь с позиций отсутствия свободного места на территории. Для РУ напряжений 330-500 кВ, где изоляционные расстояния значительны, применение нового оборудования может снизить стоимость строительства ячейки на 50%.

Таблица. П.2

Оценка инвестиций в строительство РУ с различными типами распределительных устройств.

Параметр Тип ошиновки Области применения, электрическая схема. Особенности применения. Удельные капитальные вложения в ячейку РУ Итого

Стоимость земельного участка Общестроительные работы Оборудование и монтаж оборудования РЗиА Внутри- площадочные дороги Внешнее ограждение Вертикальная планировка Благоустройство Итого по кап. вложениям

Традиционное ОРУ 110 кВ Гибкая Упрощенные и радиальные схемы 400000 128849 976126 644243 97613 56615 9761 105422 2418629 1.0000

Жесткая 380000 115964 1073739 644243 92732 53785 9273 100151 2469886 1.0212

220 кВ Гибкая Упрощенные и радиальные схемы 925000 261788 1983240 1308938 198324 115028 19832 214190 5026341 1.0000

Жесткая 878750 235609 2181564 1308938 188408 109277 18841 203480 5124867 1.0196

330 кВ Гибкая Кольцевые схемы 3432000 382455 2897390 579478 289739 168049 28974 312918 8091003 1.0000

Жесткая 3260400 344210 3187129 579478 275252 159646 27525 297272 8130912 1.0049

500 кВ Гибкая Кольцевые схемы 5843000 478581 3625611 725122 362561 210285 36256 391566 11672982 1.0000

Жесткая 5550850 430723 3988172 725122 344433 199771 34443 371988 11645502 0.9976

Комбинированные аппараты Выключатель на выкатной раме 110 кВ Гибкая Не используется с гибкой ошиновкой

Жесткая Схема с одной секционированной ССШ 305000 69578 1395860 644243 74186 43028 7419 80120 2619434 1.0605

Поворотный (ротационный) 110-220 кВ Гибкая Схема с одной секционированной ССШ 315000 103079 1268964 644243 76138 44160 7614 82229 2541426 1.0508

Жесткая 277200 98569 1395860 644243 72331 41952 7233 78117 2615506 1.0590

Поворотный (ротационный) выключатель 330-500 кВ Гибкая Кольцевые схемы 1766400 325087 3766607 725122 147767 85705 14777 159588 6991053 0.5989

Жесткая 1682400 276324 4143268 725122 140379 81420 14038 151609 7214559 0.6195

Аппарат Г-типа 110 кВ Гибкая Схема с одной секционированной ССШ 300000 83947 1268964 644243 78090 45292 7809 105422 2533767 1.0476

Жесткая 264000 83947 1395860 644243 68719 39857 6872 92771 2596270 1.0512

Выключатель и два пантографи-ческих разъединителя на одной раме Гибкая Не используется с гибкой ошиновкой

Жесткая Кольцевые схемы 237600 244389 4143268 725122 195429 113349 19543 211063 5889763 0.5058