Пятый этап расчета – определение математического ожидания недоотпуска электроэнергии из-за ненадежности выключателей DWнэ и величины ущерба УН, обусловленного этим недоотпуском электроэнергии.
DWнэ = Рср.г х DТå = 500 х 5,077 = 2538,5 МВт.ч/год,
где Рср.г – среднегодовая мощность генератора, для упрощения расчетов можно принять, что Рср.г = Рном.
Ущерб из-за ненадежности элементов РУ, посчитанный по формуле (20):
при уо = 0,2 руб/кВт.ч УН = 12,7 х 106 руб/год,
при уо = 0,6 руб/кВт.ч УН = 38,1 х 106 руб/год.
4.3. Оценка надежности распредустройства,
выполненного по схеме связанных многоугольников
Рассчитаем показатели надежности РУ по рис. 3.
Приведенная частота отказов каждого из выключателей № 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8 равна 0,2018, 1/год, так как они являются общими для ЛЭП и блоков (см. раздел 4.2).
Выключатели № 9 и 10 соединяют два блока и их приведенная частота отказов равна 0,1428, 1/год.
Подсчитаем вероятное суммарное количество отключений блоков за год из-за отказов выключателей РУ-500 wå.
Это значение равно сумме частот отказов всех выключателей данного распределительного устройства, так как все выключатели примыкают к трансформаторам блоков.
wå = 8 х 0.2018 + 2 х 0,1427 =1,8994 1/год.
При подсчете суммарного времени простоя всех блоков учитываем только первую составляющую. Вторая составляющая отсутствует по причине, изложенной в разделе 3.3. Суммарное время составит:
DТå = wå DТ1 = 1,8994 × 1 = 1,8994 час/год.
Величина недоотпуска электроэнергии из-за ненадежности выключателей:
DWнэ = Рср.г х DТå = 500 х 1,8994 = 950 МВт.ч/год.
Величина ущерба соответственно:
при уо = 0,2 руб/кВт.ч УН = 4,75 х 106 руб/год,
при уо = 0,6 руб/кВт.ч УН = 14,35 х 106 руб/год.
Сравнивая результаты расчетов, видим, что предпочтение следует отдать все той же схеме рис. 3.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. ШАЛИН А.И., САРАПУЛОВ Г. А. Учет фактора надежности при проектировании электрических станций.– Новосибирск: Изд-во НГТУ, 1996.
2. ОКОЛОВИЧ М. Н. Проектирование электрических станций. – М.: Энергоиздат, 1982.
3. ШАЛИН А. И. Методы оптимизации схем электрических соединений с учетом надежности / Новосиб. электротех. ин-т: Новосибирск, 1985.
4. НАДЕЖНОСТЬ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ СИСТЕМ. Справочник / Под ред. М. Н. РОЗАНОВА. – М.: Энергоатомиздат, 2000. – Т. 2.
5. НАДЕЖНОСТЬ И ЭКОНОМИЧНОСТЬ ЭНЕРГОСИСТЕМ. Т.1. – Новосибирск: Наука, 1970.
6. СИНЧУГОВ Ф. И. Расчет надежности схем электрических соединений. – М.: Энергия, 1971.
7. ДВОСКИН Л. И. Схемы и конструкции распределительных устройств. – М.: Энергоатомиздат, 1985.
8. ГУК Ю. Б. Теория надежности в электроэнергетике. – Л.: Энергоатомиздат, 1990.
9. ЖДАНОВ В. С. Технико-экономическая оценка вариантов схем распределительных устройств с учетом надежности. /Моск. энергетич. ин-т. – М., 1979.
10. ЭЛЕКТРИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ ЭЛЕКТРИЧЕСКИХ СТАНЦИЙ И ПОДСТАНЦИЙ (справочные материалы для курсового и дипломного проектирования) /Под ред. Б. Н. НЕКЛЕПАЕВА. – М.: Энергия, 1989
ПРИЛОЖЕНИЕ
Показатели надежности и нормативы на ремонты
электрооборудования электростанций [4]
1. Нормативы на текущий ремонт по видам генерирующего оборудования:
aГТ.Р., %
ТЭС с поперечными связями ................................................. 2
ТЭЦ с агрегатами 100 – 175 (180), МВт ........................ 3,5-4,5
КЭС с блоками:
100 – 300 МВт .............................................................. 4-5
500 – 1200 МВт ...................................................... 5,5-6,5
АЭС ..................................................................................... 4-6
2. Нормативы на капитальный и средний ремонты по видам генерирующего
оборудования:
tГК.Р., мес.
Гидрогенераторы ................................................................. 0,5
Агрегаты с поперечными связями ..................................... 0,33
Энергоблоки мощностью, МВт:
150…200 ..................................................................... 0,53
300 .............................................................................. 0,66
500…800 ..................................................................... 0,73
1200 ............................................................................ 0,86
АЭС
3. Периодичность проведения капитальных и средних ремонтов агрегатов:
ТГКР, лет.
Тепловые агрегаты до 1000 МВт на ТЭС ............................... 4
Блоки 1200 МВт на ТЭС ........................................................ 3
Гидрогенераторы .................................................................... 5
Блоки на АЭС ........................................................................ 4
4. Коэффициенты аварийного простоя агрегатов различного типа qГ, о.е.
|
Коли- чество лет с момента вы- пуска серий- ных агрега тов |
ГЭС |
ТЭС с попереч-ными связями |
150-200 250-300 500 800 1200
13 МПа 24 МПа |
Энерго- блоки АЭС, МВт
440 1000 |
||||||||||||
|
1 2 3 4 5 и более |
0,005 0,005 0,005 0,005 0,005 |
0,02 0,02 0,02 0,02 0,02 |
0,065 0,06 0,055 0,05 0,045 |
0,09 0,08 0,07 0,06 0,05 |
0,09 0,09 0,087 0,06 0,055 |
0,12 0,10 0,08 0,075 0,07 |
0,125 0,105 0,090 0,080 0,075 |
0,13 0,11 0,095 0,09 0,085 |
0,09 0,08 0,07 0,06 0,055 |
0,125 0,105 0,09 0,08 0,075 |
||||||
Уважаемый посетитель!
Чтобы распечатать файл, скачайте его (в формате Word).
Ссылка на скачивание - внизу страницы.
Энергоблоки КЭС, МВт
