![]() Главная страница Случайная страница КАТЕГОРИИ: АвтомобилиАстрономияБиологияГеографияДом и садДругие языкиДругоеИнформатикаИсторияКультураЛитератураЛогикаМатематикаМедицинаМеталлургияМеханикаОбразованиеОхрана трудаПедагогикаПолитикаПравоПсихологияРелигияРиторикаСоциологияСпортСтроительствоТехнологияТуризмФизикаФилософияФинансыХимияЧерчениеЭкологияЭкономикаЭлектроника |
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 = Рв+ Рw+ Р т, (3.31) где рв=(рав+Рпл)в - для выключателя; р wав =(рпл+р w) - для линии; р т =(рав+Рпл) 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 = (Рв+ Рw+ Р т) 2. (3.32) Вероятность аварийного состояния какого-либо элемента схемы рав =
а)б)
Рисунок 3.7 - Нерезервированная (а) и резервированная (б) радиальная сеть
В частности, для линии рав = где Вероятность планового ремонта Pпл= где Недоотпущенная электроэнергия по причине прекращения электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта Э нд=рРмаксТмакс, (3.36) где р - вероятность перерыва в электроснабжении, определяемая по формулам (3.31)-(3.35). В этом случае причиненный ущерб где 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 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) среднее время восстановления после отказа [6, табл. 5.2]: выключателя вероятность аварийного простоя: выключателя линии трансформатора блока питания-трансформатор Недоотпущенная электроэнергия
Ущерб недоотпуска электроэнергии
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
Ущерб от недоотпуска электроэнергии
Рассмотрим определение экономических показателей для одно-, двухцепных вариантов электроснабжения. Капитальные вложения в линию (опоры стальные):
Капитальные вложения в подстанцию Б (стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями):
Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание для линий:
для подстанции:
Стоимость потерь электроэнергии в линии:
Суммарные издержки:
Приведенные затраты:
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:
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.
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
где 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
Полные капиталовложения в воздушные линии где Для определения капиталовложений в строительство подстанций необходимо просуммировать стоимости ОРУ (ячеек ОРУ с выключателями Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание линий
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
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 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
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
|