МОДЕРНИЗАЦИЯ СХЕМЫ ГЭС ДЛЯ ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ ВЫДАЧИ МОЩНОСТИ С ШИН СТАНЦИИ ч2
13 августа 2010На рис. 2а показан первый вариант технического решения, когда с помощью разъединителя QS1 возможно соединение блока или ЛЭП с обходной СШ, чтобы можно было ремонтировать выключатели этих присоединений (QI и Q2), заменяя любой из них обходным (QB). Тем самым обеспечивается связь между СШ через два последовательно включенных выключателя.
Если в цепи блока или ЛЭП установить дополнительно еще один разъединитель (на рис. 2а обозначен QS2), то цепочка из двух выключателей будет существовать и при выводе в ремонт этого присоединения. Отказ любого из последовательно соединенных выключателей, как и отказ выключателей присоединений, приводит к погашению только одной СШ с частотой, равной сумме частот отказов всех выключателей ОРУ 110 кВ, присоединенных к этой СШ,
ЯВ. Согласно [3] для
масляных выключателей 110 кВ ЯВ= 0,03
год1, и тогда при четырех присоединенных выключателях частота погашений одной СШ будет равна:
А(1СШ) = МВ= 0,12 год ~:.
Полное погашение двух СШ возможно только либо при отказе срабатывания одного из выключателей развилки при отказе с КЗ другого, либо при отказе срабатывания двух из них при повреждении трансформатора блока (ЛЭП) или любого из пяти выключателей других присоединений, т. е. частота полных погашений ОРУ 110 кВ
А(2СШ) = 21ВQВ+ (5ЛВ +/lТ)Q2В
Оценив вероятность отказа срабатывания при отключении КЗ по [3]. QВ= 0,004 и параметр потока отказов трансформатора блока Хт =
0,02 год1, получим Л(2СШ) = 0,0002427 год1, т.е. погашение двух СШ происходит один раз в 4120 лет.
При применении схемы на рис. 2а вместо типового решения с обходным и шиносоеди-нитель-ным выключателями не требуется дополнительных коммутационных аппаратов. При выполнении оперативных переключений при выводе в ремонт и вводе из ремонта всех выключателей ОРУ не нарушается связь между системами СШ. причем эта связь во всех случаях осуществляется через два выключателя, соединенных последовательно.
44
На рис. 2б показан второй вариант соединения рабочих СШ через два выключателя с подключением наиболее ответственного присоединения, например блока генератор-трансформатор.
Сохраняя преимущества схемы, показанной на рис. 2а. данная схема является экономичной, поскольку уменьшается количество выключателей (отсутствует классический обходной выключатель). Если в схеме ОРУ выполняются два присоединения через развилки из двух выключателей, то увеличивается только количество разъединителей. Это решение позволяет увеличить количество одновременно выводимых в ремонт выключателей, для чего обходная СШ секционируется разъединителем.
Обоснованный выбор наиболее эффективного варианта схемы ОРУ 110 кВ ГЭС требует проведения расчетов и анализа надежности всей схемы при наложениях отказов элементов на режимы плановых и аварийных ремонтов электрооборудования с учетом отказов устройств релейной зашиты и автоматики [4].
Компоновки ОРУ 110 кВ для модифицированных схем имеют много общего с компоновками ОРУ типовых схем с двумя рабочими СШ и обходной СШ. Особенностью этих схем является то, что присоединение генераторного блока или ЛЭП выполняется через узел связи, состоящий из трех разъединителей. При расположении узла связи из грех разъединителей на территории ОРУ для вывода присоединения (например, блочного трансформатора или ЛЭП) требуется дополнительная ячейка. Увеличивается как ширина, так и длина ОРУ по сравнению с соответствующей типовой компоновкой РУ.
При расположении узла связи трех разъединителей со стороны обходной системы СШ или со стороны рабочих систем СШ увеличивается только ширина площадки ОРУ. Габариты ОРУ не возрастают, если узел связи трех разъединителей разместить в непосредственной близости, например, к блочным трансформаторам электростанции. 7.
В [5] приведен вариант конструктивного исполнения узла связи трех разъединителей с применением жесткой ошиновки, выполненной в виде труб из алюминиевого сплава, которые расположены в два яруса.
Таким образом, компоновка модифицированных схем РУ проектируется с использованием типовых элементов РУ с рабочими и обходной СШ. а также типового узла связи трех разъединителей.
Выводы:
Предлагаемое изменение типовой схемы ОРУ 110 кВ ГЭС значительно сокращает вероятность полного погашения РУ с возможным перерывом питания потребителей. В рассматриваемых вариантах связи СШ друг с другом расширяются функциональные возможности выключателей. Модернизация схемы требует небольшого увеличения капитальных вложений, обусловленных установкой дополнительных разъединителей. 4. Наиболее ответственные присоединения схемы ГЭС, например, блоки генератор-трансформатор, необходимо подключать к СШ через два выключателя.
ЛИТЕРАТУРА:
1. Нормы проектирования технологической части ГЭС и ГАЭС. М: РАО «ЕЭС России». 1994.
2. Нормы технологического проектирования тепловых электрических станций и тепловых сетей. М.: Минэнерго СССР. 1981.
3. Балаков, Ю.Н. Проектирование схем электроустановок: Учебное пособие для вузов / Ю.Н. Балаков, М.Ш. Мисриханов, А.В. Шунтов. М.: Издательство МЭИ, 2004.
4. Гук Ю.Б. Теория надежности в электроэнергетике: Учебное пособие для вузов /Ю.Б.Гук. Л.: Энергоатомиздат. Ленингр. отд-иие. 1990.
6. Баков. Ю.В. Проектирование электрической части электростанций с применением ЭВМ: Учебное пособие для вузов Ю.В. Баков. М: Энергоатомиздат. 1991.