Балаков Ю.Н., канд. техн. наук, Кузнецов В.Ф., Кучера Ю.В., Науменко Е.И., Петрова Ж.С, инженеры, Шевченко А.Т., доктор техн. наук, Шунтов А.В., канд. техн. наук
ДМЭИ Тулаэнергосетьпроект МЭС Центрэнерго ИВЦ Мосэнерго
«Электрические станции», 1998, №7, -С. 51-59.
На подстанциях 110-220 кВ схема с двумя системами сборных шин с обходной системой шин одна из наиболее распространенных [1, 2]. Статистика свидетельствует [3, 4], что использование схемы с двумя, а не с одной секционированной системой сборных шин заметно ухудшает надежность электроснабжения потребителей. В распределительном устройстве подстанции желательно иметь одну секционированную систему сборных шин. Переходить к схеме с двумя системами сборных шин следует лишь при наличии схемных или иного рода ограничений, например, режимных, о чем уже говорилось в работах [5, 6] и др.
Данный факт нередко игнорируется представителями эксплуатации. Они являются заказчиками проектов электроустановок и диктуют свои условия проектировщикам. Возникает противоречивая ситуация. Эксплуатационный персонал, заинтересованный в наименьшей длительности отключения потребителей, настаивает на использовании действительно более гибкой схемы с двумя, а не с одной системами сборных шин, позволяющей быстро восстанавливать электроснабжение потребителей при нарушении ее нормального функционирования. Однако, как показывает аварийная статистика [3], сама эта схема и является причиной большинства отказов.
При разработке технико-экономических обоснований к сооружению подстанции имеется потребность в детальном анализе схем с учетом конкретной специфики. В настоящей статье приведена сравнительная оценка надежности упомянутых схем применительно к открытому РУ (ОРУ) 110 кВ подстанции Южная (Курскэнерго). Его параметры являются типичными для вторичной стороны (иначе – среднего напряжения) крупных системных подстанций [1], поэтому приводимые далее характеристики и соотношения будут полезными для принятия решений при эксплуатации и проектировании электроустановок.
Исходные данные. На подстанции Южная 330/110/35 кВ, эксплуатируемой свыше 20 лет, модернизируется ОРУ 110 кВ. Вследствие физического износа замене подлежит подавляющая часть электротехнического оборудования. В частности, устанавливаются элегазовые выключатели типа ВГУ 110-40/3150У1. До модернизации ОРУ 110 кВ имело схему с двумя системами сборных шин с обходной системой шин с фиксированными присоединениями, т.е. с позиции равномерности загрузки последние, по возможности, симметрично распределялись между сборными шинами при нормально включенном шиносоединительном выключателе.
Одним из основных вариантов схемы ОРУ 110 кВ, сохраняющих ее топологию, являлась схема с двумя системами сборных шин с обходной системой шин1 (рис. .1; принятые сокращения названия присоединений: Л – Льгов; КАЭС — Курская АЭС; А1 - Атомoград-1; А2 — Атомoград-2; Р.Б. - Р. Буды; Д.Б. - Д. Буды; В1 - Волокно-1; В2 - Волокно-2; О1 — Октябрьская-1; О2 — Октябрьская-2; Н1 — Новая-1; Н2 – Новая-2. В качестве альтернативы рассматривалась схема с одной секционированной системой сборных шин с обходной системой шин (рис. 2), где предполагалось, что каждый источник питания подключается к секциям сборных шин через два выключателя. Тем самым обеспечивается секционирование сборных шин через два последовательно включенных выключателя с целью создания надежного электроснабжения потребителей от двух независимых источников питания, т.е. в схеме отсутствуют элементы, единичный отказ которых приводит к одновременному погашению секций систем сборных шин, имеющих подключение к рассматриваемым источникам питания.
Рисунок 1
Рисунок 2
Можно обойтись и одной развилкой из двух выключателей, однако это нарушит симметрию подключения однотипного оборудования, что крайне нежелательно. Кроме того, считаем полезным исключить возможность отключения сразу двух выключателей развилки при отключении автотрансформатора по любой причине, что также нежелательно, а иногда и просто недопустимо.
Упрощенная схема примыкающих к ОРУ 110 кВ подстанции Южная сетей соответствующего класса напряжения показана на рис. 3: общее число присоединений к ОРУ— 14, в том числе 12 воздушных линий (ВЛ) и 2 автотрансформатора; на головных участках линии — двухцепные; имеется большой разброс длин ВЛ по направлениям (от 10 км на подстанцию Волокно, до 90 км на Д. Буды и Р. Буды с учетом заходов на промежуточные подстанции, подключаемые к ВЛ на ответвлениях). Как видно из рис. 3, топология прилегающей сети почти идеально идентифицируется радиальными конфигурациями с одно- и двусторонним питанием [7].
Рисунок 3
Зимний максимум нагрузки подстанции на расчетный год составляет более 250 МВт, причем свыше 40% нагрузки передается в направлении на Льгов и Курскую АЭС (КАЭС). Подстанция КАЭС служит для резервирования электроснабжения собственных нужд электростанции.
Параметры надежности элементов схемы. Для оценки надежности схем необходимо располагать по крайней мере следующими параметрами их элементов: параметр потока отказов ω; время восстановления Тв; частота μкап капитального и текущего μтек ремонтов; длительность Ткап капитального и текущего Ттек ремонтов.
Наиболее пристальное внимание специалистов уделяется модели отказов выключателя. Для инженерной практики обычно используется упрощенная модель. Здесь параметр ω учитывает все аварийные отключения, связанные с эксплуатацией выключателя, без дифференциации причин их возникновения; различают параметр ω выключателей в цепях ВЛ и в других цепях; отказы выключателей, приводящие к отключению смежных элементов (присоединений, выключателей), учитываются коэффициентом, равным 0,6. Авторами статьи проводился анализ его значений. Так, для выключателей 110 - 750 кВ почти 30 подстанций АО «Дальние электропередачи» (в настоящее время Межсистемные электрические сети Центрэнерго) он оказался равным в среднем 0,603 за предшествующие 15 лет.
Определенное распространение имеет более полная модель отказов выключателя, т.е. модель с большей дифференциацией учета отказов. Во внимание принимаются отказы, приводящие к обесточению присоединения (отказ типа разрыв) в статическом состоянии и при оперативных переключениях, а также отказы, вызывающие отключение смежных элементов (отказ типа отключение смежных элементов или, как еще говорят, отказ в обе стороны) в статическом состоянии, при оперативных переключениях и отключении токов короткого замыкания.
В нашем случае установке подлежали элегазовые выключатели. Опыт их эксплуатации в России невелик, поэтому было оправдано использование упрощенной модели при широкой вариации значений ω для выключателей 110 кВ (параметр ωл – в цепях ВЛ, ω – в других цепях).
| Выключатель | ||
| масляный | воздушный | |
| ω, 1 /год | 0,01 | 0,05 |
| ωл, 1/год | 0,03 | 0,1 |
| Тв, ч | 25 | 25 |
| μкап, 1/год | 0,17 | 0,2 |
| Ткап, ч | 160 | 230 |
| μтек, 1/год | 2 | 2 |
| Ттек, ч | 12 | 10 |
В расчетах параметр потока отказов ω принят в диапазоне от 0,01 до 0,1 1/год. Он с лихвой перекрывает возможную зону неопределенности. Так, среднее значение ω для исключительно высоконадежных современных зарубежных комплектных РУ с элегазовой изоляцией оценено в 0,02 1/год из расчета на одну ячейку [8].
Используемые характеристики надежности автотрансформаторов 330/110 кВ приведены далее.
| ω, 1 /год | 0,04 | |
| Тв, ч | 250 | |
| μкап, 1/год | 0,17 | |
| Ткап, ч | 350 | |
| μтек, 1/год | 2 | |
| Ттек, ч | 15 |
Для ряда расчетных аварий требовался учет отказов одной линии двухцепной ВЛ. Здесь ω = 0,9 1/год на 100 км и Тв = 4 ч.
Надежность сборных тин учтена на основе отчетных данных по эксплуатации подстанции АО «Дальние электропередачи» за период 1978 – 1992 гг. [3]. Так, для схемы с двумя системами сборных шин параметр ω =0,01/0,004 1/год на одно присоединение: числитель характеризует отказы, приводящие к погашению одной системы сборных шин. знаменатель — одновременно двух систем сборных шин. Обратим внимание, что доля отказов собственно разъединителей составляет лишь, незначительную часть общей аварийности сборных шин. К примеру, у разъединителей до 500 кВ параметр ω не превышает 0,0005-0,0016 1/год [3]. При столь низких значениях ω нет смысла учитывать отказы разъединителей (равно как отделителей и короткозамыкателей) как самостоятельных элементом схемы. Сниженная надежность схемы с двумя системами сборных шин определяется в первую очередь повреждаемостью разъединителей при переходе с одной системы шин на другую.
Частота и длительность нахождения в ремонте (плановом и аварийном) сборных шин 110 кВ также определялись на основе отчетных данных. Анализу были подвергнуты оперативные журналы подстанции Южная за период 1985 - 1995 гг. Общее время наблюдения составило 9,5 лет. Зафиксировано 13 выводов в ремонт одной системы сборных шин. Один из них был четко идентифицирован как аварийно-восстановительный ремонт из-за отказа шинного разъединителя. Прочие отключения носили преимущественно плановый характер и выполнялись главным образом с мая по август. Легко подсчитать, что средняя частота вывода в ремонт одной системы сборных шин подстанции составила 0,7 1/год. Среднее время одного простоя оказалось равным 94 ч.
Расчетная надежность схем. При технико-экономических обоснованиях схем РУ с учетом фактора надежности во внимание принимают, так называемые, расчетные аварии. Обычно это единичные отказы элементов схемы и отказ одного элемента во время планового простоя другого. Количественной мерой надежности схемы является вероятность аварийного простоя S относительная часть расчетного периода, когда имеет место рассматриваемое событие.
Оценка показателей надежности схем сводится к расчету надежности последовательно и параллельно соединенных элементов. Расчетные выражения, используемые для этой цели, известны. Так, принимая ряд второстепенных допущений, имеем при единичном отказе элемента S=ωТв/8760. Для двух параллельно соединенных с позиций надежности элементов вероятность отказа первого элемента (параметры ω и Тв) во время планового простоя длительностью Тпл второго элемента: если Тпл > 2Тв1, то S
Тв1, то Sав.пл= 0,5ωТ2пл/87602. С учетом частоты капитального и текущего ремонтом вероятность аварийного простоя одного элемента во время планового ремонта другою S = μкапSав.кап + μтек·Sав.тек, где Sав.кап и Sав.тек определяются по приведенным формулам подстановкой в них вместо Тпл соответственно Ткап и Ттек.
В табл. 1 приведены вероятности аварийного простоя при расчетных авариях в схемах на рис. 1 и 2. Далее приведены пояснения к отдельным позициям табл. 1.
При сравнительной оценке надежности вариантов схем принято наиболее жесткое расчетное условие – отсутствие подпитки шин 110 кВ подстанции Южная со стороны примыкающей сети рассматриваемого класса напряжения. Также в обеих схемах не представляли интереса единичные отказы элементов схемы, приводящие к потере присоединений одной системы или секции системы сборных шин при исходном нормальном режиме. Все одноименные присоединения резервируют друг друга с учетом допустимой перегрузки, поэтому потеря половины из них не сопровождается ограничением электроснабжения потребителей. При этом, как показывают расчеты, во всех узлах прилегающей сети поддерживаются требуемые уровни напряжения.
| № п/п | Причина отказа | Вероятность аварийного простоя, отн. ед. | |
| схема рис. 1 | схема рис. 2 | ||
| 1 | Погашение РУ из-за | ||
| 1.1 | единичных отказов шиносоединительного выключателя | 6,9·10-7 – 3,4·10-6 | – |
| 1.2 | отказов на сборных шинах | 6,4·10-6 | – |
| отказов одного выключателя присоединения во время | |||
| 1.3 | ремонта системы или секции системы сборных шин | 3,9·10-7 – 1,3·10-6 | 2,4·10-7 – 8,2·10-7 |
| 1.4 | планового ремонта выключателя присоединения другого автотрансформатора | – | 1,6·10-8 – 1,1·10-7 |
| 1.5 | планового ремонта автотрансфоpматора | 2,8·10-7 – 9,3·10-7 | 2,7·10-8 – 1,4·10-7 |
| 2 | Итого по п.1.1-1.5 | 7,8·10-6 – 1,2·10-5 | 2,8·10-7 – 1,1·10-6 |
| То же, но отнесенное к вероятности простоя в схеме на рис. 2 | 27,9 – 11,2 | ||
| Вероятность потери связи на | |||
| 3 | Атомоград из-за отказов | – | |
| 3.1 | одной ВЛ во время ремонта секции системы шин | – | 7,4·10-7 |
| 3.2 | коммутационной аппаратуры | – | 2,1·10-8 – 1,0·10-7 |
| 4 | ТЭЦ из-за отказов | – | |
| 4.1 | одной ВЛ во время ремонта секции системы шин | – | 2,5·10-7 |
| 4.2 | коммутационной аппаратуры | – | 2,6·10-7 – 8,8·10-7 |
| 5 | Волокно из-за отказов | – | |
| 5.1 | одной ВЛ во время ремонта секции системы шин | – | 1,6·10-7 |
| 5.2 | коммутационной аппаратуры | – | 2,0·10-7 – 6,8·10-7 |
| 6 | Октябрьскую из-за отказов | – | |
| 6.1 | одной ВЛ во время ремонта секции системы шин | – | 4,9·10-7 |
| 6.2 | коммутационной аппаратуры | – | 8,5·10-8 – 3,1·10-7 |
| 7 | Буды из-за отказов | – | |
| 7.1 | одной ВЛ во время ремонта секции системы шин | – | 1,5·10-6 |
| 7.2 | коммутационной аппаратуры | – | 3,2·10-8 – 1,5·10-7 |
В п. 1 табл. 1 представлены вероятности расчетных аварий, приводящих к полному погашению ОРУ 110 кВ. В каждом случае для восстановления полного электроснабжения потребителей выполняются соответствующие оперативные переключения. Обычно на это требуется не более 1 ч. При ремонте секции системы сборных шин в схеме на рис. 2 предполагалось, что обходной выключатель задействован для сохранения обеих цепей в направлении на Льгов, КАЭС. Как видно из данных табл. 1, исходя из значений вероятности полного погашения ОРУ 110 кВ схема с двумя системами сборных шин заметно (на порядок и более) уступает схеме с одной секционированной системой сборных шин.
Обратим особое внимание на то, что в схеме на рис. 1 группировка всех присоединений на одной системе сборных шин во время ремонта второй системы снижает надежность электроснабжения потребителей по сравнению с альтернативной схемой, где при ремонте секции системы шин часть параллельных (дублированных) присоединений вынужденно отключается (табл. 1, п. 1.3). Действительно, чем меньше присоединений коммутируется к сборной шине, тем ниже потенциальная частота ее отключения из-за отказов коммутируемых к ней выключателей.
В схеме на рис. 2 при ремонте одной секции системы сборных шин отключаются от сети по одной ВЛ на Атомград, Буды, ТЭЦ, Волокно, Октябрьскую. Аварийное отключение второй цепи какого либо направления приведет к полной потере его связей с подстанцией Южная. Отключение второй пени может быть сопряжено как с аварийностью собственно ВЛ, так и с отказами коммутационного оборудования, присоединенного к рассматриваемой линии. Вероятности потери связей по указанным причинам и направлениям приведены в п. 3-7 табл 1. Здесь во внимание не принималась та доля отказов выключателей на отправном конце ВЛ (т.е. на подстанции Южная), которая приводит к полному погашению ОРУ 110 кВ (п. 1.3 табл. 1). При расчетах п. 3.2, 4.2, 5.2, 6.2 и 7.2 табл. 1 учтена аварийность выключателей РУ всех примыкающих подстанции. К примеру, в п. 4.2 учтены отказы 15 выключателей, установленных в коммутационном узле приемного конца связи. Предполагалось, что восстановление электроснабжения потребителей направления при отказах выключателей осуществляется за счет оперативных переключений в РУ длительностью не более 1 ч.
В схеме на рис. 1 при ремонтах сборных шин соответствующие присоединения переводятся на вторую систему сборных шин, поэтому аварийное отключение какой-либо ВЛ не приведет к потере двух связей в одном направлении.
Итак, с позиций надежности переход от схемы с двумя системами сборных шин к схеме с одной секционированной системой шин имеет как положительные, так и отрицательные аспекты. С одной стороны, на порядок и более снижается вероятность полного погашения ОРУ 110 кВ, причем, независимо от значений параметра потока отказов выключателей; с другой стороны, для отдельных направлений возрастает вероятность потери обеих связей выдачи мощности.
Последствия полного погашения ОРУ подстанции или отдельного направления выдачи мощности различны, поэтому для более объективного сопоставления надежности альтернативных схем ОРУ перейдем (табл. 2) от вероятностей аварийного простоя к математическому ожиданию недоотпуска электроэнергии ΔW=PmaxS, где Pmax – максимум нагрузки; Tmax – число часов использования максимальной нагрузки (взято на уровне 5500 ч); S - вероятность аварийного простоя. Как видно из табл. 2, и с позиций ожидаемого недоотпуска электроэнергии схема с двумя системами сборных шин заметно уступает схеме с одной секционированной системой шин.
Обратимся к экономическим аспектам. В схеме на рис. 2 по сравнению со схемой на рис. 1 требуется дополнительно один выключатель. Однако в последней схеме на 14 разъединителей больше. В 80-х годах стоимость разъединителя оценивалась на уровне 15% стоимости выключателя. Близкая ситуация имеет место и за рубежом. Далее приведен пример структуры цен на оборудование ОРУ по данным Brown Bovery Co. (Швейцария). Нетрудно оценить, что сэкономленные затраты на разъединители в схеме на рис. 2 окупят затраты на дополнительную ячейку выключателя.
| Стоимость, % | ||
| 132 кВ | 400 кВ | |
| Элегазовый выключатель наружной установки | 100 | 100 |
| Шкаф управления выключателем | 31 | 8 |
| Двухколонковый разъединитель с ножом заземления | 16 | 13 |
| Пантографичекий разъединитель | 29 | 15 |
| Трансформатор тока | 39 | 32 |
| Трансформатор напряжения | 32 | 13 |
| Разрядник | 27 | 13 |
| Причина недоотпуска | Pmax, МВт | Недоотпуск электроэнергии, МВт·ч | |
| схема рис. 1 | схема рис. 2 | ||
| Погашение РУ из-за | 258 | 11,1 – 17,1 | 0,4 – 1,57 |
| Потеря связей на: | |||
| Атомoград | 19 | 0,08 – 0,09 | |
| ТЭЦ | 32 | 0,09 – 0,20 | |
| Волокно | 50 | 0,10 – 0,23 | |
| Октябрьскую | 24 | 0,08 – 0,11 | |
| Буды | 36 | 0,30 – 0,33 | |
| Итого | 11,1 – 17,1 | 1,1 – 1,25 | |
| То же, но отнесенное к недоотпуску в схеме на рис. 2 | 10 – 7 | 1 | |
Перейдем к рассмотрению вопросов адаптации схем ОРУ 110 кВ к последующему развитию. Сравнительная оценка надежности схем проведена в предположении о появлении еще двух ВЛ в направлении на гипотетическую подстанцию Новая. По сложившейся практике на подстанциях, выполненных по схеме с двумя системами сборных шин, при более 15 присоединениях секционируются выключателями обе системы шин. Кроме того, устанавливаются по два шиносоединительных и обходных выключателя. Альтернативные схемы с одной и с двумя системами шин показаны на рис. 4 и 5. В первой из схем на 3 выключателя и 25 разъединителей больше.
В табл. 3 даны характеристики надежности схем. Как следует из табл. 3, в схеме с двумя системами сборных шин секционирование последних повышает надежность РУ в части вероятности его полного погашения. Более того, для схемы на рис. 4 она становится на 35 — 40% ниже, чем в схеме на рис. 5 — соответствующие вероятности 2,0·10-7 — 7,3·10-7 и 3,1·10-7 – 1,2·10-6. Для сравнительной оценки этих значений рассчитаем вероятность полного погашения подстанции 110 кВ из-за ненадежности, допустим, автотрансформаторов.
В соответствии с формулами, приведенными ранее, вероятность отказа одного автотрансформатора 330/110 кВ во время капитального ремонта другого Sав.кап = 0,04·250·350(1-250/(2·350))/87602 = 2,9·10-5. Вероятность отказа одного автотрансформатора во время текущего ремонта другого Sав.тек=0,5·0,4·152/87602 = 5,9·10-8. С учетом частоты и продолжительности плановых ремонтов, а также числа автотрансформаторов на подстанции имеем следующую вероятность полного погашения подстанции при рассматриваемых событиях Sав.пл = 2(0,17·2,9·10-5 + 2·5,9·10-8)= 1,0·10-5, т.е. на порядок выше, чем из-за ненадежности коммутационного оборудования (табл. 3). До сих пор в нашей стране превалируют двухтрансформаторные подстанции. И, полагаем, было бы трудно найти достаточное количество сторонников утверждения, что с точки зрения надежности на подстанциях этого числа трансформаторов недостаточно.
Рисунок 4
Рисунок 5
Известно, что экономические последствия из-за ненадежности схем могут включаться в приведенные затраты как математическое ожидание составляющей ежегодных издержек. Одним из основных показателей здесь является удельная стоимость y0 недоотпущенной электроэнергии. Значение y0 меняется в широком диапазоне. Так, при обосновании и выборе резервов генерирующей мощности или пропускной способности системообразующей сети минимум в 0,1 дол/(кВт·ч) определен в Португалии, максимум 6,0 дол/(кВт·ч) в Испании [9]. Для сравнения в СССР в 70-80-е годы для указанных задач длительное время использовалось значение y0 = 0,6 руб/(кВт·ч) или по имевшемуся в то время фиксированному курсу рубля к доллару около 1 дол/(кВт·ч). С учетом рассчитанных вероятностей математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при полном погашении ОРУ 110 кВ в схеме на рис. 4 составит (табл. 4) 0,3—1,2 МВт·ч, а в схеме на рис. 5 0,5 — 2,0 МВт·ч; разность вΔW раина 0,2 – 0,8 МВт·ч. Данных значений будет недостаточно для обоснования дополнительного введения в схему не только выключателя, но и, пожалуй, даже разъединителя при любом приведенном ранее y0.
| Причина отказа | Вероятность аварийного простоя, отн. ед. | |
| схема рис. 4 | схема рис. 5 | |
| Погашение РУ из-за отказов одного выключателя присоединения во время | ||
| ремонта секции системы сборных шин | – | 2,7·10-7 – 9,2·10-7 |
| планового ремонта выключателя присоединения другого автотрансформатора | – | 1,6·10-8 – 1,1·10-7 |
| планового ремонта автотрансформатора | 2,0·10-7 – 7,3·10-7 | 2,7·10-8 – 1,4·10-7 |
| Итого | 2,0·10-6 – 7,3·10-5 | 3,1·10-7 – 1,2·10-6 |
| То же, но отнесенное к вероятности простоя в схеме на рис. 5 | 0,65 – 0,6 | 1 |
| Вероятность потери связи на | ||
| Атомоград | – | 7,6·10-7 – 8,4·10-7 |
| ТЭЦ | – | 5,1·10-7 – 1,2·10-6 |
| Волокно | – | 3,6·10-7 – 8,4·10-7 |
| Октябрьскую | – | 5,8·10-7 – 8,0·10-7 |
| Буды | – | 1,5·10-6 – 1,7·10-6 |
| Льгов и КАЭС, Атомоград, Буды, ТЭЦ | 5,1·10-6 – 8,4·10-6 | – |
| Волокно, Октябрьскую, Новую | 4,1·10-6 – 7,3·10-6 | – |
| Причина недоотпуска | Pmax, МВт | Недоотпуск электроэнергии, МВт·ч | |
| схема рис. 4 | схема рис. 5 | ||
| Погашение РУ | 303 | 0,3 – 1,2 | 0,5 – 2,0 |
| Потеря связей на: | |||
| Атомoград | 19 | 0,08 – 0,09 | |
| ТЭЦ | 32 | 0,09 – 0,20 | |
| Волокно | 50 | 0,10 – 0,23 | |
| Октябрьскую | 24 | 0,08 – 0,11 | |
| Буды | 36 | 0,30 – 0,33 | |
| Новую | 45 | 0,19 – 0,21 | |
| Льгов и КАЭС, Атомград, Буды, ТЭЦ | 184 | 5,2 – 8,5 | – |
| Волокно, Октябрьскую, Новую | 119 | 2,7 – 4,8 | – |
| Итого | 8,2 – 14,5 | 1,3 – 3,2 | |
| То же, но отнесенное к недоотпуску в схеме на рис. 5 | 6,3 – 4,5 | 1 | |
Если принять во внимание все расчетные аварии (итоговые данные табл. 4), то ожидаемый недоотпуск электроэнергии в схеме с двумя секционированными системами сборных шин в 4,5 – 6,3 раза выше, чем в схеме с одной секционированной системой сборных ниш. Тем самым еще раз подтверждается известное положение, что в ряде случаев оказывается, что, чем больше в схеме коммутационного оборудования, тем чаще возникают аварийные ситуации из-за их отказов.
Выводы
1. Использование на подстанциях распределительной сети 110 – 220 кВ схемы с двумя системами сборных шин по сравнению с альтернативной схемой с одной секционированной системой сборных шин примерно на порядок снижает надежность электроснабжения потребителей.
2. В схеме с двумя системами сборных шин секционирование последних повышает надежность электроснабжения потребителей, однако не в той мере, как при использовании схемы с одной секционированной системой сборных шин.
3. При отсутствии схемных или иного рода ограничений, например режимных, предпочтение следует отдавать схеме с одной секционированной, а не с двумя системами сборных шин.
4. Выводы, приведенные в п. 1 и 2, получены при вариации параметра потока отказов выключателя в десятикратном диапазоне, что свидетельствует об их устойчивости.
Список литературы
1. Зотов С.Н., Неклепаев Б.Н., Шунтов А.В. О частоте использования типовых схем распределительных устройств повышенных напряжений подстанции. - Электрические станции, 1994, N 8.
2. Мурашко Н. В. По поводу статьи Зотова С.Н., Неклепаева Б.Н., Шунтова А.В. "О частоте использования типовых схем распределительных устройств повышенных напряжений подстанции". Электрические станции. 1996, №3.
3. Учет надежности систем сборных шин при обосновании схем распределительных устройств, повышенных напряжений понижающих подстанций / Корягин Ю.М., Неклепаев Б Н., Шевченко А.Т., Шунтов А.В. - Электрические станции, 1993, №12.
4. Неклепаев Б.Н., Шевченко А.Т., Шунтов А.В. О безопасности персонала при переключениях в распределительных устройствах 110-220 кВ. – Энергетик, 1994, №5.
5. Типовые схемы принципиальные электрические РУ напряжением 6-750 кВ и указания по их применению (№14198-тм1). М.: Энергосетьпроект, 1993.
6. Мурашко Н.В. Отклик на статью Мойсеевича Л. Н "О схемах РУ 110 и 220 кВ с большим числом присоединений". – Электрические станции. 1993, №4.
7. Шапиро И.М. Принципы унификации элементов электрической сети 110 - 330 кВ. М.: Энергоатомиздат. 1984.
8. GIS in service – experience and recommendations / Jones C.J., Kopejtkova D., Kobayashi S etc – International conference on large high voltage electric systems Session. 28 august - 3 September, 1994, pap. 23-104.
9. Review of adequacy standards for generation and transmission planning / O'Riordan С., Eunson E., Stam E., Takahashi K. – Electra, 1993. № 150.