Расчет для каждого варианта технико-экономических показателей ТЭП

Таблица 6.

Параметры и капиталовложения трансформаторов, автотрансформаторов и ячеек ОРУ 500, ОРУ 220 кВ [1].

Расчет будем вести по минимуму приведенных затратЗ (руб/год):

З = pнК + И + У;

pн — нормативный коэфф. эффективности (1/год);равен 0,12 ;

К — капиталовложения (руб);

И — годовые издержки (руб/год);

У — ущерб от возможного недоотпуска электроэнергии (руб) (или дополнительные затраты от ненадежности проектируемого объекта).

Упростим эту формулу разложив годовые издержки Игод (руб/год) на три составляющие:

Игод = Иа + Ио + Ипот;

Иа — ежегодны амортизационные отчисления, это 6,4% от кап. вложений на новое оборудование 1/год (равно это произведению аК);

Ио — ежегодные издержки на ЗП, обслуживание и ремонт оборудования, это 2% от капитальных вложений (равно это вК);

Отсюда.

Игод = аК + вК + Ипот подставляем это в уравнение приведенных затрат и получаем:

З = рнК + аК + вК + Ипот + У;З = (рн + а + в) К + Ипот + У;

рн —- нормативный коэфф. эффективности —— 0,12 (1/год);

а ——- норма амортизационных отчислений —— 0,064 (1/год);

в ——- норма отчислений на обслуживание ——— 0,02 (1/год).

З = 0,204К + Ипот + У Далее последовательно находим капиталовложения К, издержки на возмещение потерь Ипот и ущерб от возможного недоотпуска электроэнергии У.

КапиталовложенияКобщ :

Кобщ = Ктр-ов + Кат + Ктсн + Кпртсн + Кяч.ру вн + Кяч.ру сн ;

В наших вариантвх Ктсн, Кпртсн и К яч.ру сн одинаковы, поэтому:

Кобщ = Ктр-ов + Кат + Кяч.ру вн;

Кобщ. 2вар = тыс.у.е.;

Кобщ. 3вар. = тыс.у.е.

Издержки на возмещение потерь Ипот

— удельная стомость потерь (коп/кВт ч) (руб/кВт•ч);

— потери электроэнергии в трансформаторах и автотранс-х (кВт•ч);

;

— потери хх и кз трансформатора или автотрансформатора;

— число рабочих суток зимой 210;

— число рабочих суток летом 155;

— число суток ремонта 40;

—нагрузка i-ой и j-ой ступени сответственно зимнего и летнего графиков нагрузки;

ti; tj;- длительность ступеней;

n, m , — количество ступеней в летний и зимний период.

По рис. 5 определим потери электроэнергии за год в блочном трансформаторе подключенному к РУ 500 кВ:

;

по рис. 5 определим потери электроэнергии за год в трансформаторе подключенному к РУ 220 кВ:

.

По рис. 6 определим потери электроэнергии за год в автотрансформаторе варианта 2 для нормального режима работы:

Ч.

Ч;

по рис. 7 определим потери электроэнергии за год в автотрансформаторе варианта 3 для нормального режима работы:

.

Находим суммарные потери электроэнергии за год по вариантам 2 и 3

;

;

Удельную стоимость потерь примем равной [3] и найдем годовые издержки на возмещение потерь Ипот:

Вариант 2Ипот = тыс.у.е./год;

Вариант 3Ипот = тыс.у.е./год;

Ущерб от возможного недоотпуска станцией электроэнергии У состоит из трех составляющих:

У = Ус + Уf + Упот;

Ус — ущерб энергосистеме (или системный ущерб);

Уf — ущерб у потребителей системы из-за снижения частоты;

Упот — ущерб у потребителей из-за внезапных нарушений (ограничений) электроснабжения;

Недоотпуск электроэнергии потребителям энергосистемы отсутствует, поскольку аварийное снижение генерирующей мощности в наших случаях не пре высит 500МВт для потребителя. Энергоснабжение потребителей в наших двух вариантах очень надежно, поэтому Уf и Упот можно пренебреч.

Определим среднегодовой ущерб от недоотпуска электроэнергии в систему по упрощенной формуле:

;

• — удельное значение системного ущерба для усредненной энергосистемы можно принять равной 0,15 ;
• — суммарный недоотпуск электроэнергии в систему из-за всех отказов с потерей генерирующей мощности в проектируемой электроустановке (кВт•ч/год).

Для его нахождения необходимо опредилить некоторые показатели надежности элементов во всех вариантах структурных схем:

;

• — номинальная мощность генератора;
• — число часов использования установленной мощности (час);

— частота отказов (1/год);

— вероятность нахождения эл. установки в нерабочем состоянии;

——- среднее время воссстановления любого элемента (час);

Показатели надежности элементов схем [4].

Таблица 7.

———— частота капитального ремонта, (1/год);

————- длительность капитального ремонта, (час);

———- частота текущего ремонта, (1/год);

———— длительность текущего ремонта, (час);

Найдем Туст. чтобы учесть неравномерность графика:

;

— электроэнергия вырабатываемая генератором за зим. и лет. сутки ;

— число рабочих суток в зимнем и в летнем сезонах;

— число ремонтных дней;

Сначало найдем электроэнергию выработанную генератором за сутки с 6ч до 22ч —- Рmax500 МВт —- ;

с 0ч до 6ч и с 22ч до 24ч —- Рmin400 МВт —- ;

за 24 часа —;

час 800/24ч = 33дня.

час Находим —вероятность нахождения эл. установки в нерабочем состоянии, которая состоит из:

—вероятности нахождения элемента в ремонте после отказа;

— вероятности нахождения элемента в ремонтном состояниии ;

= + = ;

= + = .

Определим среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов блочных трансформаторов со стороны РУ 500 кВ:

;

.

Определим среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему из-за отказов блочных трансформаторов со стороны РУ 220 кВ:

;

.

Оценим возможные последствия отказов АТС в варианте 3. При отказе одного из двух параллельно включенных АТС недоотпуска электроэнергии потребителям и системе не будет. Отказ одного АТС в период ремонта второго АТС можно не учитывать, так как средняя длительность таких аварийных ситуаций мала:

Оценивая возможные последствия отказов АТС в варианте 2 приходим к выводу что при аварии или послеаварийного простоя группы из однофазных АТС система недополучит 1 блок 500МВт за время восстановления (время замены резервной фазы 10 ч.). По этому среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему во 2 вариание будет составлять:

;

.

Определяем суммарный среднегодовой недоотпуск электроэнергии в систему по вариантам:

Вариант 2.

;

Вариант 3.

.

Теперь находим системный ущерб Ус

:

Вариант 2 тыс. у.е./год;

Вариант 3 тыс. у.е./год.

Определяем приведенные затратыЗ = 0,204К + Ипот + Ус:

Вариант 2З = тыс.у.е./год Вариант 3З = тыс.у.е./год На основе сравнения ТЭП выбор варианта Технико — экономические показатели вариантов структурных схем КЭС Таблица 8.

Разница у вариантов составила 7%. Разница в затратах в пределах точности расчетов (10%), то есть можно считать затраты близкими. В 3 варианте подключение ПРТСН предпочтительней (надежность СН выше чем во 2 варианте) и издержки на возмещение потерь меньше. По этому и принимаем для дальнейшего расчета вариант 3.

Приведенные затраты широко используются за рубежом и являются основным критерием оптимальности принимаемого решения в условиях либерализации электроэнергетического рынка и изменения форм собственности в отрасли.

Выбор варианта структурной схемы по минимому приведенных затрат на ее сооружение и ремонтно-эксплуатационное обслуживание при выдерживании заданных технических ограничений даст при последующей эксплуатации максимальную прибыль в производственном процесе независимо от форм собственности в отрасли.