КЭС 6х300 МВт электрическая станция

Таблица 4.3.

Параметры трансформаторов варианта 3 структурной схемы

Таблица 4.4.

Параметры трансформаторов варианта 4 структурной схемы

Определение технико-экономических показателей

Для каждого варианта структурной схемы проектируемой электрической станции определяют: капиталовложения К; ежегодные издержки производства И; народнохозяйственный ущерб от недоотпуска электроэнергии У.

Затем на основании этих основных показателей определяют значение целевой функции приведенных затрат З, которая дает комплексную оценку экономичности и надежности сопоставляемых вариантов структурной схемы:

                          (4.4)

где  - нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений, 1/год.

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

                                         (4.5)

где Кт - суммарная расчетная стоимость трансформаторов и автотрансформаторов;

      Кру - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей, необходимых для присоединения трансформаторов к РУ.

Расчетная стоимость трансформатора характеризует полные капитальные затраты . ее определяют умножением заводской цены трансформатора на коэффициент  , учитывающий дополнительные расходы на его доставку и монтаж.

В расчетную стоимость ячейки выключателя входит не только стоимость электрических аппаратов присоединения , но и стоимость строительно-монтажных работ.

Ежегодные издержки И определяются стоимость амортизационных отчислений Иa, затратами на обслуживание Иo трансформаторов и РУ, а также стоимость годовых потерь энергии в трансформаторах и автотрансформаторах Ипот. Ежегодные потери:

                         (4.6)

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание в среднем составляют:

         (4.7)

Годовые потери энергии в трансформаторах (автотрансформаторах) определяются в соответствии с предполагаемыми нормальным режимом  их работы по выражениям:

     ;                          (4.8)

        (4.9)

где n - число трансформаторов и автотрансформаторов;

    m - число ступеней в графиках нагрузки;

     потери холостого хода, кВт;

 потери короткого замыкания, кВт;

Затем определяется стоимость годовых потерь энергии:

 ,             (4.10)

где  - средние стоимости потерь в стали и меди в энергосистеме, руб/(кВт ч);

       Для энергосистемы Западной Сибири принимаются:

       руб/(кВт ч) и  руб./(кВт ч) в ценах 1990 года;

      - годовые потери холостого года и нагрузочные потери, кВт ч.

Для определения ущерба рассматриваются нормальный, ремонтные и послеаварийные режимы их работы. В нормальном режиме все элементы схемы находятся в работе, в ремонтных - один или более элементов отключены для проведения планового ремонта.

Послеаварийные режимы характеризуются отказом одного или более элементов. Анализ нормального и ремонтных режимов позволяет выбрать параметры элементов схем выдачи мощности. Для уточнения их значений рассматриваются послеаварийные режимы.

В послеаварийных режимах при обосновании и выборе схем развития ЭЭС и параметров оборудования электростанций допускается экономически целесообразное ограничение выдачи мощности. При этом анализу подвергаются режимы расчетных аварий. Для схем выдачи мощности таковыми являются единичные отказы оборудования и  отказ одного элемента во время планового ремонта другого. Совместный отказ двух и более элементов не рассматривается - вероятность такого события незначительна.

В общем случае ущерб из-за ненадежности схем складывается из системного ущерба, ущерба конкретного потребителя и ущерба из-за недовыработки электроэнергии станцией (недоиспользования основных фондов). Первый из них включает в себя ущерб от снижения частоты в ЭЭС и ущерб отключенных автоматической частотной разгрузкой потребителей.

Дефицит мощности приведет к снижению частоты в системе. Снижение частоты, , Гц, определяется выражением:

,                              (4.11)

где fном  = 50 Гц - номинальная частота в системе;

    = Pнедоотп  - дефицит мощности;

    Кн = 2 -  коэффициент регулирующего эффекта нагрузки;

    Рс = 6000/0,85 = 7059 МВт - мощность системы.

Если частота в ЭЭС в результате возникшего дефицита больше уставки срабатывания  автоматической частотной разгрузки (АЧР), будет иметь место ущерб потребителей от снижения частоты, вызванный уменьшением производительности предприятий и ухудшением качества продукции:

,                    (4.12)

где -удельный ущерб в i-час из-за снижения частоты в ЭЭС при дефиците мощности ;

     - число часов использования максимальной нагрузки ЭЭС;

    - вероятность снижения частоты (вероятность возникновения дефицита мощности в ЭЭС).

Усредненный удельный ущерб из-за снижения частоты определяется выражением, руб./(кВт ч):

у f = 0,0071f 2 ,                       (4.13)

При снижении частоты в ЭЭС до уставки срабатывания АЧР f АЧР отключаются потребители мощностью:

Роткл=Р-Рс×К н×(fном - f АЧР)/fном ,            (4.14)

При этом ущерб потребителей ЭЭС

,                      (4.15)

где уп f - удельный ущерб отключаеых потребителей. Его среднее значение для ЕЭЭС равно 0,6 руб./(кВт ч).

При ограничении нагрузки местного района ущерб конкретного потребителя:

,                          (4.16)

где уп - удельный ущерб конкретного потребителя;

    ti - длительность ограничения мощности потребителей при Рi = const по графику нагрузки;

    S - вероятность ограничения.

Станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии:

,                           (4.17)

где с - себестоимость выработки электроэнергии на станции без учета топливной составляющей;

    ti - длительность ограничения на выдачу мощности Рi = const по графику нагрузки;

    S - вероятность ограничения на выдачу мощности.

По номинальному напряжению и току предполагается выбор воздушных выключателей. Стоимость ячейки воздушного выключателя в РУ 500 кВ - 350 тыс.руб., в РУ 220 кВ - 85 тыс.руб., в РУ 35 кВ - 19 тыс.руб.

Вариант 1

Суммарная расчетная стоимость трансформаторов:

Суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей:

Капиталовложения, согласно формуле (4.5):

Суммарные издержки на амортизацию и обслуживание по формуле (4.7):

Годовые потери холостого хода по формуле (4.8):

Годовые нагрузочные потери определяются по (4.9) в соответствии с графиками нормальных режимов работы трансформаторов. Для трансформаторов ТДЦ-400000/500 и графиков нагрузки (рис.4.4):

Для трансформаторов ТДЦ-400000/220 и графиков нагрузки (рис.4.4):

Для автотрансформаторов АТДЦН-500000/500/220 и графиков нагрузки (рис.4.5):                 .            Суммарные нагрузочные потери:

ч

Стоимость годовых потерь энергии, согласно формуле (4.10):

Ежегодные издержки, согласно формуле (4.6):

Приведенные затраты без учета ущерба составят, согласно формуле (4.4):

Далее определяется ущерб. Необходимо рассмотреть все случаи, которые могут привести к ущербу.

В случае аварийного отключения АТС электроснабжение местного потребителя не нарушается, так как второй АТС полностью и без перегрузки покроет потребление. Следовательно ущерб отсутствует.

При отказе энергоблока, подключенного к РУ 220 кВ, во время планового ремонта АТС ( и наоборот), ущерб также отсутствует, так как оставшееся  оборудование полностью покроет потребность местного потребителя и обеспечит необходимый переток мощности через АТС. Следовательно ущерб также отсутствует.

Системный и станционный ущерб будет иметь место при отказе АТС 1 при плановом ремонте АТС 2. При этом мы должны учитывать лишь тот ущерб, который невозможно покрыть дозагрузкой работающих блоков. Для определения этого случая необходимо построить графики располагаемой мощности Pрасп , т.е. мощности которую могут выдать оставшиеся в работе агрегаты если их загрузить до максимума за вычетом мощности которую они должны выдавать в соответствии с графиком нормального режима работы:

Pрасп = Рбл макс - Рбл                      (4.18)

где Рбл макс = 289,74 МВт - номинальная мощность генератора за вычетом мощности собственных нужд;

   Рбл - мощность генератора в данный момент времени в соответствии с графиком нормального режима работы за вычетом мощности собственных нужд.

В соответствии с (4.18) построен график располагаемой мощности рис. 4.7.

Соотнеся располагаемую мощность и мощность которую мы не выдаем при данном аварийном событии определяем моменты времени при которых будет присутствовать недовыработка электроэнергии, а следовательно системный и станционный ущерб.

Зима.

1) 6 - 16 ч    Рн.в. = РАТС - Ррасп = 339,78 - 0 = 339,78 МВт

2) 16 - 22 ч   Рн.в. = 179,13 - 0 = 179,13 МВт

Лето.

3) 6 - 16 ч    Рн.в. = 262,19 - 235,08 = 27,11 МВт

В остальное время недовыработка будет отсутствовать.

Используя (4.11), оценивается снижение частоты для каждого периода времени:

 Гц

 Гц

 Гц

Во всех случаях новое установившееся значение частоты в ЭЭС больше уставки АЧР(50 - 1,2 = 48,8 > 48,5 Гц), поэтому здесь возникнет лишь системный ущерб от снижения частоты и станционный ущерб из-за недовыработки электроэнергии. Согласно (4.12) определяется удельный ущерб из-за снижения частоты:

 руб/(кВт ч)

 руб./(кВт ч)

 руб./(кВт ч).

Далее рассчитаем вероятность отказа АТС 1 во время планового ремонта АТС 2. Для удобства характеристики надежности в соответствии с [5] занесены в табл.4.5.

Таблица 4.5

Характеристики надежности автотрансформатора связи

1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12