 |
Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования
|
|
|
|
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:
- отношение числа часов использования установленной мощности к продолжительности года, учитывающее график работы генератора;
, 
- частота отказов и среднее время восстановления трансформатора (автотрансформатора);
- вероятность ремонтного состояния блока, определяемая следующим выражением:
, где:
, 
, 
, 
- показатели ремонтируемого элемента.
Если генераторный выключатель есть, среднегодовой недоотпуск электроэнергии определяется, как:
, где:
и 
- частота отказов и среднее время восстановления генераторного выключателя.
По [16], стр. 487-499:
Таблица 6. Показатели надёжности трансформаторов и выключателей
| Оборудование |  , 
|  , 
|  ,
|  ,
|
| Трансформаторы с Uном = 35 кВ с Sном до 80 МВА включительно | 0,012 | 0,75 | ||
| Трансформаторы с Uном = 110 кВ с Sном до80 МВА | 0,014 | 0,75 | ||
| Маломасляные выключатели 6-10 кВ | 0,009 | 0,14 |
|
|
|
Произведём расчёт ущерба из-за отказа оборудования для каждого варианта.
Определим вероятность ремонтных режимов трансформатора ТРДНС-32000/35:
.
Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа каждого из блоков 63 МВт, подключенных к РУ 35 кВ:
.
Определим вероятность ремонтных режимов генераторного выключателя:
.
Тогда среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа выключателя генератора 63 МВт, работающего на ГРУ:
.
При выборе трехобмоточного трансформатора связи было проверено, что выход из строя одного трехобмоточного трансформатора не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 35 кВ. Таким образом, отказ одного трехобмоточного трансформатора не вызовет потери генерирующей мощности и недоотпуска электроэнергии.
При всех вариантах потери генерирующей мощности дефицит мощности на шинах связи с системой не будет превышать величины аварийного резерва в 200 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 35 кВ и потребителей на ГРУ 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 1:
|
|
|
Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 2:
Приняв по [17], стр. 97 удельный ущерб 
, определим среднегодовой ущерб. Ущерб будет только от потери генерирующей мощности, так как ущерб потребителям (промышленному району на РУ 35 кВ и промышленному предприятию на ГРУ) равен нулю, ущерб от изменения частоты также равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.
Для варианта 1:
.
Для варианта 2:
.
3.5.4. Определение оптимального варианта структурной схемы ТЭЦ
Подсчитаем приведенные затраты для каждого варианта схемы по формуле:
, где:
К – капиталовложения, тыс. руб.;
И – годовые издержки, тыс. руб./год;
У – годовой ущерб от потери генерирующей мощности и от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;
EН – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год. Согласно [16] стр. 545 для расчётов в электроэнергетике он равен 0,12.
Оформим результаты определения приведённых затрат в виде таблицы:
Таблица 7. Определение приведённых затрат
| Вариант 1 | Вариант 2 | |
| Капитальные затраты К, тыс. руб. | 2431,4 | 2704,4 |
| Ущерб У, тыс. руб./год | 19,05 | 12,16 |
| Годовые издержки И, тыс. руб./год | 289,1 | 323,78 |
| Приведенные затраты З, тыс. руб./год | 599,91 | 660,46 |
Определим разницу в величине приведённых затрат:
.
Таким образом, разница в приведённых затратах между наиболее оптимальными первым и третьим вариантом составляет более 5%. Поэтому следует принять для дальнейшего проектирования схему 1.
|
|
|
