 |
Расчет показателей надежности структурных схем.
|
|
|
|
При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только трансформаторы (автотрансформаторы) блоков и связей между РУ. Поэтому рассматривают отказы этих элементов и их расчетные последствия. На данном этапе принимают, что схемы всех РУ одинаковы. Так как число элементов структурной схемы относительно невелико, то таблицу расчетных связей можно не составлять.
Отказ трансформатора блока приводит к аварийной потере мощности генератора на время восстановительного ремонта трансформатора. Такие последствия будут иметь место при всех состояниях структурной схемы, за исключением ремонтного состояния блока. Соответственно среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов трансформатора единичного блока определяют следующим образом (если нет генераторного выключателя):
,
где
- учитывает график работы генератора (
- число часов использования установленной мощности генератора);
, 
- частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);
- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:
,
где
, 
, 
, 
- показатели ремонтируемого элемента (в данном случае энергоблока).
Т.к. известны характерные графики нагрузки генератора в зимние и летние сутки, то число часов использования установленной мощности, ч/год, будет:
- электроэнергия, вырабатываемая генератором за зимние и летние сутки, кВт·ч
NЗ, NЛ – число рабочих суток в зимнем и летнем периоде соответственно
Если генераторный выключатель есть, среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:
,
где
и 
- частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.
|
|
|
Для АТБ и АТС необходимо также учитывать потерю транзитной мощности, но при условии, что при выходе из строя элемента (АТБ, АТС или ВГ) происходит аварийное снижение генерирующей мощности других энергоблоков.
Показатели надежности электрооборудования:
Параметр потока отказов , 
;
Среднее время восстановления , 
;
Частота текущих ремонтов 
, ;
Продолжительность текущего ремонта , .
По [1], стр. 487-499:
Таблица 6.2.
| Оборудование | ,
| ,
| ,
| ,
|
Трансформаторы с 
| 
| 1.0 | ||
Трансформаторы с 
| 0.025 | 1.0 | ||
Воздушные выключатели 
| 0.04 | 0.2 |
* - для однофазных трансформаторов;
** - для трехфазных трансформаторов.
Произведём расчёт ущерба из-за отказа оборудования для каждого варианта.
Вероятность ремонтных режимов трансформаторов на 500кВ:
.
Вероятность ремонтного состояния трансформаторов на 220кВ:
.
Вероятность ремонтного состояния АТБ и АТС:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 300МВт, подключенного к РУ 220 кВ, из – за отказа ТБ или ВГ:
Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 200МВт, подключенного к РУ 220 кВ, из – за отказа ТБ или ВГ:
Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 200МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из – за отказа ТБ или ВГ:
Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 300МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из – за отказа ТБ или ВГ:
Среднегодовая потеря генерирующей мощности от блока 200МВт, подключенного к РУ 500 кВ, из – за отказа АТБ или ВГ:
При выборе автотрансформаторов блоков было проверено, что выход из строя одного автотрансформатора (спаренного блока) не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 500 кВ. Таким образом, отказ одного автотрансформатора не вызовет недоотпуска электроэнергии нагрузке.
При всех вариантах потери генерирующей мощности дефицит мощности на шинах связи с системой не будет превышать величины аварийного резерва в 600 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 220 кВ очень надежно, поскольку во всех аварийных и ремонтных режимах передается достаточное количество электроэнергии. Таким образом, математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.
|
|
|
За счёт отказа выключателей возможна потеря цепи в двухцепных линиях. Однако каждая цепь рассчитывается на передачу в послеаварийном режиме мощности, приходящейся на обе цепи в нормальном режиме. Поэтому недоотпуска электроэнергии потребителю не будет. При передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух увеличиваются потери мощности и напряжения, однако этими факторами в курсовом проектировании пренебрегают.
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 3:
При выборе автотрансформаторов связи было проверено, что выход из строя одного автотрансформатора (одной фазы) не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 500 кВ. Таким образом, отказ одного автотрансформатора не вызовет потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии.
Потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии потребителям при отказе прочих элементов не будет по тем же причинам, что приведены в предыдущем варианте.
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 2:
Приняв по [2], стр. 97 удельный ущерб 
, определим среднегодовой ущерб. Ущерб будет только от потери генерирующей мощности, так как ущерб потребителям (промышленному району на РУ 500 кВ) равен нулю, ущерб от изменения частоты также равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.
Для Схемы №2 (Рис.4.2.):
.
Для Схемы №3 (Рис.4.3.):
.
Расчет годовых издержек.
Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:
,
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);
- норма отчислений на обслуживание за 1 год;
- издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;
- удельные затраты на возмещение потерь, 
;
- годовые потери энергии, 
.
Для силового электротехнического оборудования и РУ установлены следующие нормы отчислений:
При 
, 
.
При 
, 
.
Амортизационные отчисления для Схемы №2 (Рис.4.2.):
.
Амортизационные отчисления для Схемы №3 (Рис.4.3.):
.
Издержки на обслуживание электроустановки для Схемы №2:
.
Издержки на обслуживание электроустановки для Схемы №3:
.
Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.
Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь 
([1], стр. 546):
,
где
- время планового ремонта трансформатора в год (согласно [1], стр. 488. Оно составляет 30 часов для трансформаторов с номинальной мощностью более 80 МВА и 28 часов для трансформаторов с номинальной мощностью 10-80 МВА);
- время наибольших потерь, определяемое через 
по [1], стр.546.
Тогда для одноступенчатого графика 
Рассчитываем годовые потери в трансформаторах для каждого варианта. Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.
Вариант 2
Для автотрансформатора связи АОДЦТН- 135000/500/220:
,
где Smax было найдено при выборе АТС (нормальные режимы).
Для трансформатора ТДЦ-400000/500:
Для трансформатора ТДЦ-250000/220:
Вариант 3
Для трансформатора ТДЦ-400000/500:
Для трансформатора ТДЦ-250000/500:
Для трансформатора ТДЦ-400000/220:
Для блочного АТБ, состоящего АОДЦТН – 167000/500/220. Расчет годовых потерь электроэнергии проведем для одного из трех АТ блока, а потом результат умножим на 3, чтобы получить для всего АТБ.
|
|
|
Определим максимальные мощности, протекающие в обмотках одного однофазного АТ спаренного блока зимой и летом и выберем из них максимальные, так как расчет ведем через время максимальных потерь. Для зимы(по рис.5.2):
; 
;
.
Для лета(по рис.5.2):
; 
;
Выберем максимальные из них для обмоток:
; 
Годовые потери электроэнергии для одного автотрансформатора:
Тогда для блока:
Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 2:
Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 3:
Приняв по [2], стр. 79. 
определим издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы №2 (Рис.4.2.):
Издержки, обусловленные потерями энергии для Схемы №3 (Рис.4.3.):
Суммарные издержки для Схемы №2:
.
Суммарные издержки для Схемы №3
.
6.4. Определение оптимального варианта структурной схемы КЭС.
Таблица 6.3.
| Схема №2 (Рис.4.2.) | Схема №3 (Рис.4.3.) | |
Капитальные затраты, 
| 5608,92 
| 5928,53
|
Ущерб, 
| 1661,69 
| 1247,67
|
Годовые издержки, 
| 496,84
| 
|
Приведенные затраты,
 ,
 (по [1], стр.545)
| 2831,6
| 2480,3
|
, то есть разница более 5%.
Поэтому останавливаем свой выбор на третьем варианте структурной схемы.
ВЫБОР РУ-500 и РУ-220.
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. Принимаем вариант с открытыми распределительными устройствами на 500 и 220 кВ.
Согласно заданию на проектирование, необходимо разработать схему ОРУ 500 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
Рис.7.2.Схема с тремя выключателями на три присоединения (3/2 или полуторная)
Для анализа схемы используем таблично-логический метод, характеризующий потери генерирующих мощностей при ремонте одного выключателя и параллельном отказе другого.
| Обознач. элем. | ω, 1/год | Нормреж. | Ремонтный режим | ||||||||||||||
| Q1 | Q2 | Q3 | Q4 | Q5 | Q6 | Q7 | Q8 | Q9 | Q10 | Q11 | Q12 | Q13 | Q14 | ||||
| Q1 | 0,14 | ---- | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | |||
| Q2 | 0,14 | 220/0 | 200/0 | ---- | 200/Р | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | |||
| Q3 | 0,14 | 220/0 | 200/0 | 200/Р | ---- | 200/0 | 400/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | |||
| Q4 | 0,14 | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | |||
| Q5 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | ---- | 200/0 | ---- | 200/0 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | |||
| Q6 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 400/0 | 200/0 | 200/Р | 200/Р | ---- | ---- | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | |||
| Q7 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | ---- | 200/Р | 200/0 | 200/0 | 400/0 | 200/0 | |||
| Q8 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/Р | ---- | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | |||
| Q9 | 0,14 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | 200/0 | ---- | ---- | ---- | ---- | ---- | |||
| Q10 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 400/0 | 200/0 | ---- | 200/Р | 200/0 | |||
| Q11 | 0,14 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/0 | 200/Р | ---- | 200/0 | |||
| Q12 | 0,14 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | ---- | ---- | 200/0 | ---- | ---- | |||
| Q13 | 0,14 | ||||||||||||||||
| Q14 | 0,14 | ||||||||||||||||
4. Расчёт токов короткого замыкания
|
|
|
