Выбор схем распределительных устройств ТЭЦ с учётом ущерба от перерыва в электроснабжении и потери генерирующей мощности

Выбор схемы РУ 110 кВ

Распределительные устройства повышенных напряжений должны удовлетворять следующим требованиям общего характера:

1. Ремонт выключателей напряжением 110 кВ и выше должен производиться без отключения присоединения из-за высокой ответственности присоединений повышенного напряжения.

2. Отключение ВЛ должно осуществляться не более чем двумя выключателями, отключение трансформаторов - не более чем тремя выключателями.

Отказы выключателей в РУ как при нормальном, так и при ремонтном состоянии схемы не должны приводить:

а) к одновременной потере обеих параллельных транзитных линий одного направления, если учитывать повышенные требования к надёжности двухцепной связи;

б) к одновременному отключению нескольких линий, при которой нарушается устойчивость работы энергосистемы.

Применительно к электростанциям районного типа необходимо, чтобы при отказах выключателей в РУ при нормальном состоянии схемы отключалось бы не более одного блока, а при ремонтном состоянии схемы - не более двух блоков.

Электрических схем РУ повышенных напряжений много и они разнообразны. Однако перебор всех существующих схем электрических соединений нерационален. В зависимости от исходных условий можно примерно очертить группу электрических схем, в пределах которой следует в свою очередь намечать конкурентоспособные варианты решений.

Для начала определимся с выбором типа РУ. Закрытые РУ целесообразно применять при дефиците территории для строительства, при суровых климатических условиях (крайне низкие температуры, гололёд, близость к морю и т. д.) или же при наличии в атмосфере агрессивных веществ. В остальных случаях на настоящее время более выгодным экономически является сооружение ОРУ. Поскольку на современных алюминиевых производствах применяются эффективные системы очистки дымовых газов и содержание в них агрессивных веществ, таких как соединения фтора, минимально, а кроме того расстояние, на котором будет иметь место максимальная концентрация агрессивных веществ, значительно дальше места установки ТЭЦ (см. розу ветров и ситуационный план на рисунке 1), то принимаем вариант с открытыми распределительными устройствами на 110 и 220 кВ.

Согласно заданию на проектирование, необходимо разработать схему ОРУ 110 кВ. Выбор оптимальной схемы ОРУ проводится на основании технико-экономического сравнения вариантов схем с учётом ущерба от потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям.

Для определения ущерба от отказа выключателей необходимо провести анализ двух схем с помощью таблично-логического метода. Этот метод предполагает поочерёдное целенаправленное (только для расчётных аварийных ситуаций) рассмотрение отказов элементов электроустановки с выявлением их последствий в нормальном и аварийных состояниях. Расчёт ведут в табличной форме. По вертикали фиксируется ряд учитываемых элементов (i-й ряд), а по горизонтали - ряд расчётных нормальных и ремонтных режимов (j-й ряд).

Вариант 1. Двойная система сборных шин с обходной (соединение между шин одним выключателем.

Рис. 17. Вариант 1 схемы ОРУ 110 кВ

Нормально обе системы шин находятся под напряжением, и шиносоединительный выключатель включен. Питающие элементы и линии поровну распределяются между системами шин.

Для анализа составляем таблицу, характеризующую потери генерирующих мощностей в нормальном режиме и при ремонте одного выключателя и одновременном отказе другого. При отказе выключателя ущерб рассматривается для системы и для потребителя (нагрузки). Установим, что за 1СШ закреплены T1, T3, W1, а за 2СШ закреплены T2, W2.

Таблица 7. Таблица расчётных связей для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ

Обозначение		Потеря генерирующей мощности и длительность аварийного состояния при
нормальном режиме	ремонте
Q1	Q2	Q3	Q4	Q5	Q0	QS
Q1	0, 02	T1, T3, W1: t_оп	-	T1, T3: t_оп W1: t_р	T1, T3: t_оп W1: t_р	T1, T3: t_оп W1: t_р	T1, T3: t_оп W1: t_р	T1, T3: t_оп W1: t_р	T1, T3, W1: t_оп
Q2	0, 02	T2, W2: t_оп	T2: t_оп W2: t_р	-	T2: t_оп W2: t_р	T2: t_оп W2: t_р	T2: t_оп W2: t_р	T2: t_оп W2: t_р	T2, W2: t_оп
Q3	0, 02	T1, T3, W1: t_оп	T3, W1: t_оп T1: t_р	T3, W1: t_оп T1: t_р	-	T3, W1: t_оп T1: t_р	T3, W1: t_оп T1: t_р	T3, W1: t_оп T1: t_р	T1, T3, W1: t_оп
Q4	0, 02	T2, W2: t_оп	W2: t_оп T2: t_р	W2: t_оп T2: t_р	W2: t_оп T2: t_р	-	W2: t_оп T2: t_р	W2: t_оп T2: t_р	T2, W2: t_оп
Q5	0, 02	T1, T3, W1: t_оп	T1, W1: t_оп T3: t_р	T1, W1: t_оп T3: t_р	T1, W1: t_оп T3: t_р	T1, W1: t_оп T3: t_р	-	T1, W1: t_оп T3: t_р	T1, T3, W1: t_оп
Q0	0, 02	-	T1, T3: t_оп W1: t_р	T2: t_оп W2: t_р	T3, W1: t_оп T1: t_р	W2: t_оп T2: t_р	T1, W1: t_оп T3: t_р	-	-
QS	0, 02	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	T1, T2, T3, W1, W2: t_оп	-

Примечание. По горизонтали указаны выключатели, выведенные в плановый ремонт, а по вертикали - отказ которых рассматривается. В клетках таблицы указывается потерянный элемент и время, на которое он потерян (t_оп - на период оперативных переключений (1 час); t_р – время ремонта (45 часов)).

Вариант 2. Схема-пятиугольник.

Рис. 18. Вариант 2 схемы ОРУ 110 кВ

Таблица 8. Таблица расчётных связей для варианта 2 схемы ОРУ 110 кВ

Обозначение		Потеря генерирующей мощности и длительность аварийного режима при
нормальном режиме	ремонте
Q1	Q2	Q3	Q4	Q5
Q1	0, 02	T1, W1: t_оп	-	T1: t_оп W1: t_р	W1: t_оп T1: t_р	T1, W1: t_оп W2: t_р	W1, T1: t_оп ТБ: t_р
Q2	0, 02	T3, W1: t_оп	T3: t_оп W1: t_р	-	T1, W1: t_оп T3: t_р	T3, W1: t_оп T2: t_р	W1: t_оп T3: t_р
Q3	0, 02	T1, W2: t_оп	W2: t_оп T1: t_р	T1, W2: t_оп W1: t_р	-	T1: t_оп W2: t_р	T1, W2: t_оп T2: t_р
Q4	0, 02	T2, W2: t_оп	W2, T2: t_оп T1: t_р	T2, W2: t_оп T3: t_р	T2: t_оп W2: t_р	-	W2: t_оп T2: t_р
Q5	0, 02	T2, T3: t_оп	T2, T3: t_оп W1: t_р	T2: t_оп T3: t_р	T2, T3: t_оп W2: t_р	T3: t_оп T2: t_р	-

При одновременной потере автотрансформаторов возникает недоотпуск электроэнергии потребителю, поскольку мощности, выдаваемой через трансформаторы связи с ГРУ, недостаточно для покрытия нагрузки на ОРУ 110 кВ.

Потеря одной цепи из пар W1-W2 (пусть даже одновременная потеря цепи в каждой паре) не приведёт к недоотпуску электроэнергии, поскольку при обрыве одной цепи в двухцепной линии вторая может передать мощность, приходящуюся на две цепи. Очевидно, что при передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух возрастут потери электроэнергии в линиях, что также должно учитываться при определении ущерба. Однако в учебном проектировании, как уже было сказано ранее, данная составляющая не учитывается.

Расчёт ущерба

Согласно [16], для выключателей 110 кВ определены следующие показатели надёжности:

; ; ; .

Определим вероятность ремонтных режимов для каждого выключателя:

Тогда вероятность нормальных режимов для варианта 1:

а для варианта 2:

Время простоя блока:

где

- среднее время восстановления отказавшего -ого выключателя;

- средняя длительность планового ремонта -ого выключателя.

Время оперативных переключений:

(в таблицах обозначено как - время всех операций),

- время оперативных переключений;

- время пуска энергоблока из горячего состояния для ТЭС.

Число часов использования установленной мощности станции определено ранее и составляет .

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима определяется по формуле:

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима определяется по формуле:

Недоотпуск электроэнергии потребителю определяется по аналогичной формуле:

Как видим, для определения недоотпуска в нормальном и ремонтном режимах в формулу вводится соответствующая вероятность режима по аналогии с формулами для потерь генерирующей мощности при отказе трансформаторов в предыдущем пункте курсового проекта.

Для схемы варианта 1 определим потери генерирующей мощности:

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима:

Суммарные потери генерирующей мощности для варианта 1:

Для схемы варианта 2 определим потери генерирующей мощности:

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потеря генерирующей мощности в год из-за отказов выключателей во время ремонтного режима:

Итак, суммарные потери генерирующей мощности для варианта 2:

Теперь определим недоотпуск электроэнергии потребителям для каждого варианта. Для варианта 1 недоотпуск электроэнергии равен:

Для варианта 2 недоотпуск электроэнергии равен:

Теперь рассчитаем величину ущерба. Расчёт будем вести также в ценах 1982 года из тех же соображений, что и при технико-экономическом сравнении вариантов структурных схем ТЭЦ.

Удельный ущерб для энергосистемы согласно [17], стр. 97 рекомендуется принять равным 0, 15 руб./(кВт∙ ч). Тогда ущерб для энергосистемы для варианта 1:

То же для варианта 2:

Ущерб потребителю в общем случае обусловлен расстройством технологического процесса, повреждением оборудования и поломкой инструмента, браком и порчей продукции, простоем рабочей силы предприятия. Согласно [17], стр. 99 удельный ущерб лежит в диапазоне от 0, 22 до 25, 7 руб./(кВт∙ ч). Примем удельный ущерб равным 1 руб./(кВт∙ ч), тогда для варианта 1:

Для варианта 2 ущерб от недоотпуска равен:

Тогда суммарный годовой ущерб для схемы первого варианта:

То же для второго варианта:

Расчёт капиталовложений

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

где:

- суммарная расчетная стоимость шин;

- суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Составляющая стоимости шин в обоих вариантах примем одинаковой, поэтому при определении капиталовложений её учитывать не будем.

Выключатели для технико-экономического сравнения вариантов схем РУ также разрешается выбирать по укрупнённым показателям стоимости. Таким образом, определение капиталовложений в учебном проектировании производится без выбора выключателя по номинальному току и отключающей способности при КЗ.

Согласно [16], стр. 577 стоимость одного выключателя на ОРУ 110 кВ составляет 33 тыс. руб. (выключатель ВВУ-110-40/2000-У1), а стоимость одного разъединителя составляет 130 тыс.руб.(разъединитель РНД-110/1000-У1). Тогда капиталовложения для варианта 1:

Для варианта 2:

Расчет издержек

Годовые издержки:

где

- амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

- норма амортизационных отчислений за 1 год;

- издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

- затраты на эксплуатацию в год.

При , , по [], стр. 77. Тогда издержки для вариантов 1:

Для варианта 2:

Расчёт приведённых затрат

Результаты расчёта сведём в следующей таблице:

Таблица 9. Определение приведённых затрат

	Вариант 1	Вариант 2
Капитальные затраты К, тыс. руб.	1, 765	0, 241
Ущерб У, тыс. руб./год
Годовые издержки И, тыс. руб./год	339, 43	198, 81
Приведенные затраты З, тыс. руб./год	3952, 195	2314, 051

Определим разницу в величине приведённых затрат:

Таким образом, проходит вариант 2, так как разница составляет более 5%.

Рис. 19. Выбранная схема ОРУ 110 кВ ()

Выбор схемы РУ 220 кВ

Согласно структурной схеме по рекомендациям из [17] применяем схему- четырехугольник. Количество присоединений на ОРУ 220 кВ равно 4. Такое число присоединений хорошо подходит для схемы данного типа и позволяет равномерно распределить присоединения трансформаторов и линий между системами шин.

Рис. 20. Выбранная схема ОРУ 220 кВ (четырехугольник)

Выбор схемы ГРУ 10 кВ

На ГРУ применяем одинарную систему сборных шин с секционированнием на три секции.

Рис. 21. Выбранная схема ГРУ 6 кВ (одинарная система сборных шин с секционированием на три секции)

Произведём выбор секционных реакторов для ограничения токов короткого замыкания в зоне сборных шин, присоединений генераторов и автотрансформаторов. В общем случае установка секционных реакторов должна обосновываться после технико-экономического сравнения вариантов главных схем без реакторов и с реакторами. Однако в курсовом проектировании такой задачи не ставится. Принимается, что на ГРУ необходима установка секционных реакторов. Согласно [5], стр. 165 для секционных реакторов обычно принимают , а сопротивление по [23], стр. 148 выбирают максимально возможным из указанных в каталоге для намеченного типа реактора. Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток КЗ на шинах установки. Если ток окажется больше ожидаемого, следует изменить сопротивление реактора и повторить расчёт.

Номинальный ток генератора Т3В-63-2У3 по [11] равен 7210 А. Тогда примем:

По [16], стр. 338-354 наибольший номинальный ток серийно выпускаемых одинарных реакторов при их естественном охлаждении составляет 4000 А, что меньше необходимого. По этой причине для установки применяем реакторы РБДГ 10-4000-0, 18У3 с принудительным воздушным охлаждением на напряжение 10 кВ с индуктивным сопротивлением 0, 18 Ом, имеющего при естественном охлаждении номинальный ток 4000 А. Обдувка реакторов воздухом с помощью вентиляторов позволит увеличить значение номинального тока до необходимого.

Проверяем выбранный реактор на потерю напряжения в нормальном режиме:

Потеря напряжения меньше 5%, следовательно, выбранный реактор пригоден к установке.

⇐ Предыдущая 2 3 4 5 678 9 10 11 Следующая ⇒