Выбор главной схемы электрических соединений

2.1. Общие положения. Определение числа присоединений в РУ.

Выбор схемы электрических соединений является важным и ответственным элементом проектирования станций и подстанций. Главная схема электрических соединений выбирается в соответствии с положениями НТП и рекомендациями [6, 9, 11]. Для выбора главной схемы электрических соединений должны быть заданы (или определены в результате промежуточных расчетов) следующие данные: напряжения, на которых выдается электроэнергия станций; оптимальное распределение генераторов между РУ различных напряжений; схема сетей и число линий на каждом напряжении; величины перетоков мощностей между РУ разных напряжений.

Разработка главной схемы соединений осуществляется одновременно с выбором оборудования. В зависимости от конкретных условий намечается 2-3 технически эквивалентных варианта схемы. Для каждого из них должны быть решены следующие вопросы:

- число и мощность генераторов и трансформаторов;

- связь между РУ разных напряжений;

- методы ограничения токов КЗ;

- схемы РУ на всех напряжениях;

- основное и резервное питание собственных нужд.

Варианты главной схемы электрических соединений разрабатываются по составленным структурным схемам выдачи мощности станции (подстанции). Для принятой схемы выдачи мощности определяется число присоединений в каждом из РУ, которое рассчитывается как сумма числа отходящих к потребителям линий (n_ЛЭП), числа линий связи с системой (n_св) и числа трансформаторов связи (n_т.св.) или питающих трансформаторов (n_т), подключенных к данному РУ.

Количество отходящих линий определяется исходя из дальности передачи и экономически целесообразных величин передаваемых мощностей:

(2.1)

Протяженность ЛЭП различных напряжений и соответствующие им наибольшие передаваемые мощности приведены в табл. 2.1.

Таблица 2.1

Напряжение линии, в кВ	Наибольшая длина передачи, км	Наибольшая передаваемая мощность на одну цепь, МВт
6-10	10-15	3-5
	50-60	10-20
	50-150	25-50
	150-250	100-200
	200-300	300-400
	600-1200	700-900
	800-1500	1800-2200

Значения n _св, n _т.св и n _т устанавливаются по схеме выдачи мощности. В зависимости от числа присоединений и номинального напряжения принимаются возможные схемы РУ.

2.2. Выбор схем распределительных устройств

При выборе схем руководствуются приведенными ниже рекомендациями, составленными на основании НТП и данных [7, 9, 15]. По этим рекомендациям подбирают конкурентоспособные варианты схем РУ и в результате технико-экономического сравнения принимают наиболее подходящие схемы.

Схемы РУ должны удовлетворять следующим требованиям:

1. На электростанциях с блоками 300 МВт и более повреждение или отказ любого из выключателей (за исключением секционного и шиносоединительного) не должны приводить к отключению более одно­го энергоблока.

2. Повреждение или отказ секционного или шиносоединительного выключателя, а также совпадение отказа или повреждения одного из выключателей с ремонтом любого другого не должны приводить к от­ключению более двух блоков и линий, если при этом сохраняется устойчивая работа энергосистемы или ее части.

3. Каждый генератор мощностью 200 МВт и выше должен присое­диняться к шинам повышенного напряжения через отдельные трансфор­маторы и выключатели. В виде исключения допускается объединение двух блоков с отдельными трансформаторами под общий выключатель.

4. Отключение присоединений должно производится: ЛЭП - не более чем двумя выключателями; энергоблоков, трансформаторов связи, трансформаторов собственных нужд - не более чем тремя выклю­чателями РУ каждого напряжения.

5. Должна быть обеспечена возможность ремонта выключателей 110 кВ и выше без отключения соответствующих присоединений.

В ГРУ 6-10 кВ применяются схемы с одной или двумя системами сборных шин в зависимости от особенностей электрической сети (на­личие резервирования по сети, характера потребителей и пр.). При прочих равных условиях предпочтение отдается схеме с одиночной секционированной системой шин. Питание потребителей генераторного напряжения, как правило, осуществляется через групповые одинарные реакторы и КРУ.

Сборные шины ГРУ секционируются по числу генераторов. Для ограничения токов трехфазного КЗ при единичной мощности генерато­ров 30 МВт и более в схеме предусматриваются секционные реакторы или трансформаторы связи с расщепленной обмоткой низшего напряже­ния, а для ограничения токов однофазного КЗ на землю применяют частичное разземление нейтралей трансформаторов связи с системой с высшим напряжением 110-220 кВ.

С целью уменьшения потерь при передаче мощности с одной сек­ции на другую в случае остановки генератора в схеме предусматри­вается возможность шунтирования секционных реакторов и обмоток трансформаторов разъединителем или выключателем.

Для РУ 35-220 кВ при числе присоединений не более 4-х реко­мендуются [7, 9, 15] следующие схемы: блок трансформатор-линия (с выключателем или без него), схема мостика, схема треугольника или четырехугольника.

Для РУ с большим числом присоединений могут применяться схемы: с одной секционированной и обходной системами шин, с двумя основными и третьей обходной системой шин. При этом для РУ 35 кВ обходная система шин не предусматривается. В РУ c двумя основными и третьей обходной системой шин при числе присоединений менее 12 системы шин не секционируются. При числе присоединений 12-16 секционируют одну рабочую систему шин, получая таким образом три секции сборных шин. При числе присоединений более 16 секционируют выключателями обе рабочие системы шин, создавая тем самым четыре секций.

В РУ 110-220 кВ с двумя несекционированными основными и третьей обходной системами шин отдельные обходные выключатели устанавливаются вне зависимости от числа присоединений. В случае применения одной секционированной системы сборных шин устанавливают отдельный обходной выключатель для каждой сек­ции. При двух секционированных системах сборных шин число присое­динений на каждую секцию оказывается обычно не более пяти-шести, что позволяет применять для каждой секции один совмещенный шиносоединительный и обходной выключатель [2, 9].

Для РУ 330-750 кВ могут применяться следующие схемы: полутор­ная, 4/3 выключателя на цепь, многоугольников и сдвоенных многоугольников, блоки генератор-трансформатор-линия с уравнительной системой шин.

В распределительном устройстве 6-10 кВ подстанции применяет­ся схема с одиночной секционированной системой шин без реакторов на линиях.

Для уменьшения величины тока КЗ рекомендуется: применение трехобмоточных трансформаторов с максимальным значением U_к; применение трансформаторов с расщепленной обмоткой; установка реакторов в цепях вводов 6-10 кВ.

В курсовом проекте рассматривают возможные варианты схем РУ и выбирается наиболее рациональная схема. В отдельных случаях, если это указано в задании, схемы РУ выбираются в результате технико-экономического сравнения.

При прочих равных условиях предпочте­ние отдается схеме, требующей меньшего числа операций выключате­лями и разъединителями при режимных и ремонтных переключениях, а также при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.

2.3. Собственные нужды электрических станций и подстанций

В курсовом проекте разрабатываются собственные нужды (СН) в следующем объеме:

1. Выбор количества и мощности рабочих трансформаторов СН и мест их присоединения в главной схеме соединений.

2. Выбор резервных (пуско - резервных) трансформаторов СН и надежных источников их питания.

Напряжение СН рекомендуется принимать 6 кВ. Если напряжение источника совпадает с генераторным, то собственные нужды запитываются реактированными линиями. Вo всех остальных случаях питание СН осуществляется от трансформаторов. Расчет нагрузок трансформаторов СН в курсовом проекте не выполняется, поэтому мощность рабочих трансформаторов СН выбирается исходя из заданного процента расхода на СН от мощности генерато­ров на станциях или силовых трансформаторов на подстанциях. Мощность резервного трансформатора СН принимается равной или несколько больше мощности наибольшего рабочего трансформатора. Мощность пуско - резервного трансформатора определяется исходя из условия замены одного из наибольших рабочих трансформаторов СН и одновременного обеспечения запуска другого блока. В общем случае мощ­ность пуско - резервных трансформаторов СН примерно в 1,5 раза больше мощности наибольшего рабочего трансформатора СН.

Распределительные устройства СН (РУСН) каждого генератора выполняются с одной системой шин. На ТЭЦ количество секций РУСН 6 кВ принимается равным числу котлов. На электрических станциях с блоками мощностью менее 160 МВт в РУСН предусматривается одна секция, а при мощностях блоков 160 МВт и более - две секции на блок.

Рабочие трансформаторы (реакторы) СН на станциях со сборными шинами генераторного напряжения присоединяются к соответствующим секциям ГРУ. Рабочие трансформаторы СН блоков присоединяются к отпайкам от токопроводов генераторного напряжения. Если в цепи между гене­ратором и трансформатором блока устанавливается выключатель, то отпайка к трансформаторам собственных нужд выполняется от участка между генераторным выключателем и трансформатором блока.

В целях ограничения токов КЗ трансформаторы СН мощностью 25 МВА и более принимают с расщепленной обмоткой низшего напряже­ния. В РУСН генераторов применяют КРУ с вакуумными или элегазовыми выключателями. Резервные трансформаторы (реакторы) СН на ТЭЦ присоединяются к секциям ГРУ или выводам низшего напряжения трансформаторов связи.

На ТЭЦ с числом рабочих трансформаторов (линий) СН 6 и менее принимают один резервный трансформатор или линию, а при числе рабочих трансформаторов 6 и более - два резервных трансформатора. На блочных станциях с блоками 160 МВт и выше принимают следующее число пускорезервых трансформаторов СН: при 1-2 блоках - один; при 3-6 - два; при 7-8 блоках - два пускорезервных трансформатора СН, подключенных к источникам питания и один неприсоединённый к источнику питания, но готовый к перекатке на место вышедшего из строя.

Пускорезервные трансформаторы СН электростанции с блоками 160 МВт и выше должны быть подключены к разным источникам питания. При наличии на станции нескольких повышенных напряжений пускорезервные трансформаторы присоединяются к шинаболее низкой ступени нап­ряжения при условии, что эти шины связаны с энергосистемой линиями электропередачи или через трехобмоточные трансформаторы и автотрансформаторы. Использование обмотки низшего напряжения автотрансформатора связи для питания резервных трансформаторов СН возможно только том случае, когда такая схема не приводит к недопустимым колебаниям напряжения на шинах 6 кВ и обеспечивает успешный самозапуск. Рабочие и резервные трансформаторы СН должны иметь регули­рование напряжения под нагрузкой.

Схемы СН АЭС строятся с учетом особенностей их технологичес­кого процесса. Необходимые сведения и рекомендации по схемам СН АЭС приведены в [13]. На ГЭС питание СН осуществляется от шин генераторного напряжения либо ответвлениями от блоков генератор-трансформатор. Мощность потребителей энергии системы СН подстанции составляет 50-500 кВт. Обычно для их питания применяется напряжение 0,38/0,23 кВ. Трансформаторы СН подключаются к шинам 6-10 кВ либо к выводам обмоток низшего напряжения главных трансформаторов.

2.4. Технико-экономическое сравнение вариантов

При разработке главной схемы электрических соединений станции (подстанции) возникает ряд вариантов, подлежащих анализу и сопоставлению по технико-экономическим показателям. Технико-экономи­ческое сравнение вариантов может производиться с целью выявления наиболее экономичного варианта распределения генераторов между различными напряжениями, определения мощности генераторов (трансформаторов), выбора схемы РУ, когда заданным техническим требованиям удовлетворяют несколько схем.

Технико-экономическое сравнение для выбора главной схемы электрических соединений выполняется по следующим группам показателей, которые должны быть определены для каждого варианта: коли­чество и мощность основного оборудования и коммутационных аппара­тов (выключателей, разъединителей и т.п.); потери генерирующей мощности и отходящих линий при различных аварийных и ремонтных режимах; капитальные затраты; потери энергии и приведенные затраты.

В связи с учебным характером технико-экономических расчетов основное внимание при выполнении курсового проекта следует уделить методике их выполнения, а исходные данные о стоимости оборудования и монтажа, графики нагрузок и другие величины или коэффициенты чисто экономического характера в расчетах принимать по усредненным показателям.

Количество единиц оборудования, их мощность, а также количество основных аппаратов подсчитываются по выбранным вариантам схем. В тех случаях, когда варианты отличаются только количеством аппаратов, такое сравнение дает возможность определить, какой из вариантов будет более дешевым по капитальным затратам. Определение генераторной мощности и числа линий, теряемых в каждом варианте при авариях, производится путем анализа схем

[2, 7]. Для получения полной картины рекомендуется рассматривать из­менения, которые произойдут в нормальном состоянии схемы при ре­монте любого выключателя и при ремонте шин в случае следующих аварий:

КЗ на линии (трансформаторе);

КЗ на секции (системе) шин;

повреждение выключателя линии (трансформатора);

повреждение секционного (шиносоединительного) выключателя.

Экономически целесообразный вариант определяется минимумом приведенных затрат:

3_i = Р_н К _i+ И_i + У_i , (2.2)

где i =1,2,3 - номера вариантов;

К - капиталовложения на сооружение электроустановки, тыс.руб.

Р_н - нормативный коэффициент экономической эффективности капи­таловложений, равный 0,125;

И - годовые эксплуатационные издержки;

У - ущерб от недоотпуска электроэнергии.

При выполнении курсового проекта для уменьшения объема вычислений

целесообразно исключать из расчета те капиталовложения, которые являются одинаковыми для всех вариантов);

Капиталовложения К определяют по укрупненным показателям стоимости элементов схем [4, 11] (табл. 10-14 - 10-26). Результаты подсчета капиталовложений приводятся в таблице, составленной по форме табл. 2.2.

Таблица 2.2

Оборудование	Стоимость единицы, тыс.руб.	Варианты
первый	второй
к-во ед., шт.	общ.ст., тыс.руб.	к-во ед., шт.	общ.ст., тыс.руб.

Годовые эксплуатационные издержки складываются из ежегодных эксплуатационных расходов на амортизацию оборудования И_а и расходов, связанных с потерями энергии в трансформаторах РУ

тыс.руб., (2.3)

где Р_а и Р_о - отчисления на амортизацию и обслуживание, %.

DЭ - потери энергии в кВт×час;

b - стоимость 1 кВт×час потерянной энергии, равная 0,8 коп/(кВт×ч).

для электрооборудования напряжением 35-150 кВ Р_а = 6,4 %; Р_о = 3 %;

для оборудования 220 кВ и выше Р_а = 6,4 % и P_о = 2%;

Потери энергии, кВт.час, в двухобмоточном трансформаторе

, (2.4)

где DР_хх - потери холостого хода;

DР_кз - потери короткого замыкания;

S _н - номинальная мощность трансформатора, МВА;

S _м - максимальная нагрузка трансформатора, МВА;

Т - число часов работы трансформатора, можно принять Т = 8760 час;

t - число часов максимальных потерь; t может быть определено по графической зависимости t = ¦(Т_м), приведенной в [4].

Потери энергии в трехобмоточном трансформаторе

. (2.5)

Для упрощения можно принять

t_в=t_с=t_н . (2.6)

В каталогах для трехобмоточных трансформаторов обычно приво­дят величину потерь короткого замыкания для пары обмоток ВН и НН DР_кз.в-н.

Если мощности всех 3-х обмоток одинаковы, то принимают

DР_{кз.в =} DР_{кз.с =} DР_{кз.н =} 0,5×DР_кз.в-н. (2.7)

Если номинальная мощность одной из обмоток 0,67S_н, то потери КЗ

DР_{кз.с =} 0,67×0.5DР_кз.в-н= 0,335×DР_кз.в-н. (2.8)

Потери в нескольких параллельно работающих однотипных трансформаторах

DЭ_å = n_тDЭ , (2.9)

В общем случае ущерб от недоотпуска электроэнергии складывается из двух составляющих:

У = У_I + У₂ , (2.10)

где У_I - ущерб от потери мощности, величина которого не превышает мощность аварийного резерва системы. Этот ущерб оценива­ется стоимостью топлива, которое необходимо затратить на других электростанциях;

У₂ - ущерб от потери мощности сверх величины аварийного резерва.

Для определения ущерба нужно располагать данными о вероятности и длительности аварийных отключений, характере потребителей и т.п., методика определения которых приведена в [4,7]. В курсовом проекте, если не указано в задании, допускается ущерб не определять.

Сравнение экономической эффективности двух вариантов электро­установки с равной степенью надежности, у которых K₁>K₂, а И₁<И₂ можно также произвести по сроку окупаемости капиталовложений, ис­пользуя выражение

, (2.11)

где Т - срок окупаемости капиталовложений, лет.

Если T<T_н, то экономически целесообразен вариант с большими капиталовложениями, а если Т>Т_н - вариант с меньшими капиталовло­жениями; Т=1/Р_н - нормативный срок окупаемости капиталовложений, равный 8 годам.