Схемы выдачи мощности электростанций - Формирование схем коммутации

Решения по схемам присоединения - основа для организации схем коммутации пристанционных узлов энергосистем. Они обеспечивают приемлемое секционирование присоединений для предотвращения потери всего или части коммутационного узла при возникновении в сети аварийных ситуаций или по иным режимным соображениям, например, делению сети для ограничения токов КЗ или условиям ПА. Модель принятия решений по схемам коммутации описывается (5), (8), где исходные данные - параметры схем присоединения. В свою очередь решения по схемам коммутации - итерационное уточнение для схем присоединения.
Распределительные устройства определяются типом, мощностью, напряжением и технологическим режимом электроустановок и выполняются по схемам, группируемым по виду подключения присоединений.  В зависимости от числа выключателей на присоединение выделено четыре группы схем: с коммутацией присоединения одним выключателем - одна-две системы сборных шин с обходной либо без нее; с коммутацией присоединения двумя выключателями - две системы шин с тремя выключателями на два присоединения (схема 3/2, полуторная), две системы шин с четырьмя выключателями на три присоединения (схема 4/3), многоугольники; с коммутацией присоединения тремя и более выключателями - связанные многоугольники, генератор-трансформатор-линия с уравнительно-обходным многоугольником, трансформаторы-шины; упрощенные с числом выключателей меньше числа присоединений - блочные, ответвления от проходящих линий, мостики, расширенный четырехугольник, заход-выход. В некоторых из схем выключатели отсутствуют при использовании вместо них отделителей и короткозамыкателей. Схемы первой группы именуют радиальными, а второй и третьей - кольцевыми. Соответственно говорят о радиальном и кольцевом принципах построения схем. Их классификация от числа выключателей на присоединение имеет технико-экономическую основу. Стоимость ячейки выключателя 110-500 кВ на мировом рынке 0,1-3 млн. долл.
Типовые схемы и области их применения определены нормами технологического проектирования (НТП) электроустановок [53-56]. Согласно им область применения схем первой и четвертой групп определяется преимущественно напряжением до 220 кВ, лишь блочные схемы приемлемы для более высокого напряжения. Схемы второй и третьей групп предназначены в основном для РУ 330 кВ и выше и только схема многоугольников рекомендована для более низких классов напряжения.
В НТП регламентированы требования к схемам. Так, для ТЭС зафиксировано: на электростанциях с агрегатами 300 МВт и выше отказ любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должен приводить к отключению более одного блока и одной или нескольких линий, если при этом обеспечивается устойчивость энергосистемы; при отказе секционного или шиносоединительного выключателя и при отказе одного выключателя во время планового ремонта другого от сети не должно отключаться более двух блоков 300 МВт и выше и двух линий, если при этом обеспечивается устойчивость системы; для ТЭЦ допустимое число и мощность одновременно отключаемых агрегатов при отказе выключателя определяется не только условием сохранения устойчивости системы, но и по электро- и теплоснабжению потребителей; отказ выключателя не сопровождается отключением более одной цепи двухцепного транзита 110 кВ и выше; отключение линий производится не более, чем двумя выключателями, а трансформаторов - тремя в каждом из РУ; плановый ремонт выключателей 110 кВ и выше ведется без отключения присоединений и пр.
Более жесткие требования приняты для АЭС. При блоках 1000 МВт и выше отказ выключателя не должен приводить к отключению более одного из них и одной или нескольких линий, если при этом обеспечивается устойчивость системы. При отказе шиносоединительного или секционного выключателя при мощности блока менее 1 000 МВт, а также при отказе одного выключателя во время планового ремонта другого, от сети не должно отключаться более двух блоков до и свыше 1000 МВт и такого числа линий, при котором обеспечивается устойчивость системы. Для ГЭС и ГАЭС имелась специфика. Во-первых, применительно к послеаварийным режимам не регламентировано количество одновременно теряемых блоков. Во-вторых, отключение блочного трансформатора производится не более, чем тремя выключателями, отключение трансформатора связи до 500 кВ - четырьмя, а 750 кВ - тремя выключателями в каждом РУ. Для подстанций количество выключателей, отключающих линию, - не более двух, трансформатора до 500 кВ - четырех, а 750 кВ - трех.
Все НТП регламентируют секционирование выключателями сборных шин в схеме с двумя системами шин с обходной. Для ГЭС, ГАЭС и подстанций при 16 и более присоединениях обе рабочие системы шин секционируются выключателями. Типовое решение - два шиносоединительных и обходных выключателя. Для подстанций при 12-15 присоединениях допускается секционировать одну систему шин. При их меньшем количестве шины не секционируют. Для АЭС и ТЭС обе системы шин секционируют при 17 и более присоединениях. При этом используются два, совмещающих функции обходного и шиносоединительного, выключателя. При 12-16 присоединениях секционируют одну систему шин. Наконец, сборные шины не секционируют при меньшем количестве присоединений.  
Для схем подстанций с одной системой шин с обходной при обосновании предусматривается секционирование системы шин двумя последовательно включенными выключателями. Традиционно для подстанций с одной секционированной системой шин устанавливается один обходной выключатель с развилкой из двух шинных разъединителей с выходом на обе секции. Для ТЭС и АЭС обходной выключатель на каждой секции.
Формирование схем по предписаниям НТП имеет и положительную, и отрицательную сторону. Позитивный момент в простоте принятия решений. Многокритериальная задача сведена к упрощенному выбору схем по заданным рекомендациям и ограничениям. Отрицательная сторона, нормативный выбор схем не учитывает тенденций в структуре сетей. Решения, оптимальные сегодня, не оказываются таковыми в процессе эволюции сетей [57].
Формированию схем коммутации посвящено большое количество фундаментальных работ [7, 21-23, 36, 58-66]. Это далеко не полный перечень. Использованные в них подходы подвергнем анализу с позиций алгоритмических и методологических особенностей.
Для исследования схем коммутации задействованы разнообразные математические модели. Они различаются расчетными условиями, моделями элементов схем, способами оценки надежности, комплексностью учета влияющих факторов. Так, для оценки надежности задействованы методы, связанные с цепями Маркова, минимальными путями и сечениями, построением деревьев или логических таблиц последствий отказов и пр. Суть методов, их сравнение и области применения подвергнуты анализу в затронутых публикациях и здесь не рассмотрены. До сих пор - это один из спорных вопросов. В стране насчитывается около 20 соответствующих методик. Известный факт. Принято какое-либо расчетное условие или модель, и оптимальной оказывается одна схема коммутации. Взяты другие, отличные условия, и предпочтительной становится альтернатива. Комплексность исследований достигла высокого уровня. Так, в [7, 67] схемы коммутации представлены с учетом режимов работы электроустановок, электрической сети, средств РЗА и ПА.
С методологических позиций модель принятия решений в отмеченных работах сведена к (12) что, как уже подчеркивалось, недостаточно. В них предложен качественный инструментарий исследования схем, ограниченный контрольными расчетами их вариантов.  Практически ни в одной из публикаций не встречено обоснованных рекомендаций по формированию схем. Исключение составила работа [36]. Ее основные результаты - рекомендации использования упрощенных схем для унификации структуры распределительных сетей. Критерии выбора упрощенных схем оставлены за рамками книги, так как вопрос не актуален для электростанций и крупных подстанций.
В отличие от других работ акцент в книге смещен на поиск причинно-следственных связей и закономерностей в схемах коммутации, а не на разработку очередной методики их обоснования и выбора. Такой методологический подход требовал рассматривать схемы в контексте динамики сетей и их взаимного влияния.