Расчёт составляющей ущерба из-за отказа основного оборудования

 

При проектировании структурной схемы варьируемыми элементами являются только автотрансформаторы связи и трансформаторы блока 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 5. Показатели надёжности трансформатора

Оборудование	,	,	,	,
Трансформаторы с Uном = 110 кВ с Sном до 80 МВА включительно	0, 014		0, 75

 

Произведём расчёт ущерба из-за отказа оборудования для каждого варианта.

Вариант 1

 

При выборе автотрансформаторов связи было проверено, что выход из строя одного автотрансформатора не приведет к нарушению связи между РУ и вся необходимая мощность может быть передана на РУ 110 кВ. Таким образом, отказ одного автотрансформатора 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 250 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 110 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.

 

Тогда суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 1 равен 0.

 

Вариант 2

 

Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДН-63000/110:

.

Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока 63 МВт, подключенного к РУ 110 кВ:

.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 2:

.

Вариант 3

 

Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДН-63000/110:

.

Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока 63 МВт, подключенного к РУ 110 кВ:

.

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 3:

.

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 110 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:

.

Для варианта 3:

.

 

 

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;

E_Н – 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 6. Определение приведённых затрат

	Вариант 1	Вариант 2	Вариант 3
Капитальные затраты К, тыс. руб.	1545, 3	1259, 3	1488, 4
Ущерб У, тыс. руб./год		8, 4	16, 8
Годовые издержки И, тыс. руб./год	165, 19	136, 464	165, 44
Приведенные затраты З, тыс. руб./год	350, 626	295, 98	360, 85

 

Определим разницу в величине приведённых затрат:

.

Таким образом, разница в приведённых затратах между наиболее оптимальными первым и вторым вариантом составляет более 5%.

Таким образом, на основании технико-экономического сравнения к дальнейшему рассмотрению принимаем вариант 2 структурной схемы.

Рис. 16. Выбранный оптимальный вариант структурной схемы ТЭЦ

 

⇐ Предыдущая12345678910Следующая ⇒

Поделиться:

Популярное:

1. II. Основные расчетные величины индивидуального пожарного риска
2. III. Интегральная математическая модель расчета газообмена в здании, при пожаре
3. IV. Порядок разработки дополнительных противопожарных мероприятий при определении расчетной величины индивидуального пожарного риска
4. А. И. Черевко. Расчет и выбор судовых силовых трансформаторов для полупроводниковых преобразователей. Севмашвтуз, 2007.
5. А. Организация расчетов на предприятии. Формы расчетов с поставщиками, покупателями, работниками предприятия, бюджетом, внебюджетными фондами, банками
6. А. Прибыль и рентабельность предприятия: понятия, виды, методы расчета, факторы роста
7. Автоматизация инженерного оборудования
8. Автоматизация учета расчетов с клиентами в ООО «АКС»
9. Автоматизация учета расчетов с клиентами в ООО «АКС»
10. Аккредитивная форма расчетов
11. Алгоритм 1.1. Расчет описательных статистик
12. Алгоритм 2.1. Расчет внутригрупповых дисперсий результативного признака