Определение ущерба от перерывов в электроснабжении

Электроснабжение потребителей II категории могут осуществлять по нере­зервированным схемам, причем надежность в этом случае заметно меньше. Воз­можные перерывы в электроснабжении приносят промышленному хозяйству ущерб, необходимость оценки которого возникает при экономическом сравнении вариантов ЭС или участков сети с различной степенью резервирования.

Дадим приближенную количественную оценку ущербу, нанесенному из-за перерыва в электроснабжении удаленной подстанции. Как правило, в этом случае определяют, возможно ли использовать одноцепную линию вместо двухцепной. Критерием здесь может служить сопоставление возможного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в случае аварийного от­ключения одноцепной линии (блока линия - трансформатор) (Рисунок 3.7, а) с до­полнительными затратами на двухцепную линию (Рисунок 3.7, б).

Рисунок 3.6- Удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях: 1- Европейской части России; 2- ОЭС восточных районов страны (кроме ОЭС Сибири); 3 - ОЭС Сибири

Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей II категории возникают при аварийном и плановом отключениях любого из по­следовательно включенных элементов электропередачи (выключателя В, ли­нии W, трансформатора Т). Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи

Р = Р_в+ Р_w+ Р _т, (3.31)

где р_в=(р_ав+Р_пл)_в - для выключателя; р _wав =(р_пл+р _w) - для линии;

р _т =(р_ав+Р_пл) _т - для трансформатора.

При резервировании сети параллельным включением элементов веро­ятность перерыва в электроснабжении может быть определена как произве­дение вероятностей отключения элементов, составляющих эту сеть. В случае двухцепной линии (Рис. 3.7. б, параллельные цепи имеют одинаковые эле­менты) можно записать:

Р = (Р_в+ Р_w+ Р _т) ². (3.32)

Вероятность аварийного состояния какого-либо элемента схемы

р_ав = , (3.33)

где - среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного эле­мента в год; - средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.

а)б)

Рисунок 3.7 - Нерезервированная (а) и резервированная (б) радиальная сеть

В частности, для линии

р_ав = , (3.34)

где - удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год; l - длина линии, км.

Вероятность планового ремонта

P_пл= , (3.35)

где - число плановых ремонтов в году; - средняя длительность пла­нового ремонта, ч.

Недоотпущенная электроэнергия по причине прекращения электро­снабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта

Э _нд=рР_максТ_макс, (3.36)

где р - вероятность перерыва в электроснабжении, определяемая по форму­лам (3.31)-(3.35).

В этом случае причиненный ущерб

где – средний удельный ущерб, равный 0, 6-0, 8 тыс. руб./МВт∙ ч.

Пример. Определить эконмическую целесообразность резервирования сети для электроснабжения потребителей подстанции А (схема на Рисунок 3.8). Удельную стоимость 1 МВт∙ чнедоотпущенной электроэнергии принять равной 0, 8 тыс. руб./МВт∙ ч. Стоимость 1 МВт∙ ч потерь электроэнергии равна тыс. руб./МВт∙ ч. На трансформаторной подстанции установим один трансформатор. Планово-предупредительные ремонты линии производят под напряжением без отключения линии.

Рисунок 3.8 - Расчетная схема сети

Решение. В соответствии с данными [6, табл. 5.2, 5.1] определим: среднее количество отказов в год: выключателя (масляного) отказ/год; воздушной линии отказ/год; трансформатора отказ/год;

среднее время восстановления после отказа [6, табл. 5.2]: выключателя лет/отказ; воздушной линии лет/отказ; трансформатора лет/отказ;

вероятность аварийного простоя:

выключателя ;

линии ;

трансформатора ;

блока питания-трансформатор ;

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ ч.

Ущерб недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Из приведенных расчетов видно, что в основном ущерб определен относительно большой вероятностью аварийного простоя линии. В случае резервирования вероятность аварийного простоя обеих линий равна произведению вероятностей этих событий. Тогда вероятность перерыва в электроснабжении потребителей

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ ч.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Рассмотрим определение экономических показателей для одно-, двухцепных вариантов электроснабжения.

Капитальные вложения в линию (опоры стальные):

тыс. руб.;

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию Б (стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями):

тыс. руб.;

тыс. руб.

Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание для линий:

тыс. руб.;

тыс. руб.;

для подстанции:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Стоимость потерь электроэнергии в линии:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Суммарные издержки:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Приведенные затраты:

тыс. руб.;

тыс. руб.

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов сети видно, что электроснабжение по двухцепной схеме (Рисунок 3.7, б) более экономично.

Сравнение вариантов по расчетным затратам

Из предварительно выбранных вариантов ЭС наиболее экономичен вариант с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами:

. (3.38)

Это выражение справедливо для статической ситуации, когда сооружение и освоение мощности ЭС осуществляют в течение одного года и в последующем ежегодные издержки на эксплуатацию неизменны. Если варианты ЭС существенно различны по надежности электроснабжения, то дополнительно учитывают в приведенных затратах ущерб У от ожидаемого недоотпуска электроэнергии.

(3.39)

При сооружении ЭС за срок более года капиталовложения распределяют по годам строительства. Кроме, того сопоставляемые варианты могут различаться также сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей строительства. В таких случаях до выхода ЭС в нормальную эксплуатацию значения ежегодных эксплуатационных издержек изменяются по времени. Тогда с учетом фактора времени затраты З необходимо привести к одному году периода строительства по формуле [2]

(3.40)

где - приращение ежегодных издержек в год t.

Подробная характеристика рассмотренного экономического критерия З и его обоснование приведены в специальной литературе [15].

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям стоимости, приведенным, например, в [2, 3, 9]: одного трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени упрощает расчеты. Капиталовложения можно определить и по данным других источников, например [5, 13], однако для сопоставимости затраты по всем вариантам нужно подсчитывать по одному или равнозначным источникам. Для электростанций в данном проекте учитывают капиталовложения только в ОРУ, зависящие от числа отходящих ЛЭП, выбранной схемы ЭС. Для определения капиталовложений достаточно знать лишь основные параметры ЭС, определяемые в предыдущих разделах проекта: напряжение, длину и сечение проводов, тип схемы подстанции и число установленных на них выключателей и трансформаторов, мощность и тип трансформаторов и КУ. Затраты на элементы ЭС, повторяющиеся во всех вариантах, не учитывают.

Капиталовложения К в каждом варианте ЭС определяются затратами на сооружение линий и подстанций :

. (3.41)

Полные капиталовложения в воздушные линии

где стоимость сооружения 1 км ВЛ с одноцепными и двухцепными опорами соответственно; L1, L2 – число одно-, двухцепных линий, различных по напряжению, сечению проводов, типу опор и т.п.; , - длины одноцепных и двухцепных линий соответственно.

Для определения капиталовложений в строительство подстанций необходимо просуммировать стоимости ОРУ (ячеек ОРУ с выключателями ), расчетные стоимости трансформаторов и компенсирующих устройств (включают стоимости основного и вспомогательного оборудования, строительной части и монтажа) и постоянные затраты на строительство подстанций , зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей на подстанции Nв:

Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание линий и подстанций пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

;
.

Коэффициенты суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт, а также обслуживание линий и подстанций приведены в [2, табл. 8.2].

Суммарные годовые издержки определяют с учетом затрат на возмещение потерь электроэнергии в ЭС.

При определении ежегодных издержек на возмещение потерь электроэнергии необходимо дифференцированно учитывать зависимость стоимости 1 КВт∙ ч потерь β в сетях от числа часов максимальных потерь τ и назначения ЭС:

Где , - суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки (см. п.3.1.8.); и - стоимости 1 КВт∙ ч потерь, определяемые по Рисунок 4.8. для показателей и .

Определение вероятного народохозяйстввенного ущерба У для простейшей ЭС рассмотрено в п.3.1.8. различные методики расчета ущерба приведены, например, в [2, 4, 5, 6, 7].

При выборе оптимального варианта ЭС одинаковые по величине технико-экономические показатели, входящие в выражения приведенных затрат через величины К, И или У, можно исключить.

Результаты технико-экономических расчетов сводят в табл. 3.3. Вариант с минимальными приведенными затратами считают оптимальным (наиболее экономичным).

Таблица 3.3

№ варианта	Капитальные затраты, тыс. руб.	Ежегодные издержки, тыс. руб.	У	З=Е К+И+У
				Σ К				Σ И

Если варианты оказались экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5%), то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианты с более высокой надежностью электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями электроэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппаратуры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т.п.

Если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 – 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже.

Выполнение проектной части расчетов завершают составлением принципиальной однолинейной схемы электрических соединений выбранного варианта ЭС. На рисунке 3.9 приведен пример выполнения такой схемы для сети 220 кВ.

Рисунок 3.9 - Принципиальная однолинейная схема электрических соединений сети