1.5 Техніко-економічне обгрунтування проектних рішень

 

1.5.1 Загальні положення

 

Сучасні ЕС – це складні технічні підприємства, вартість яких складає мільярди доларів. Через те забезпечення капіталовкладень при їх спорудженні має суттєве значення для будь-якої країни. Ефективність капіталовкладень в ЕС закладається на стадії її проектування. Очевидно, що кожне проектне рішення має бути оптимальним.

Оптимальне рішення – це рішення, яке задовольняє вимоги до якості об’єкта, що проектується, за мінімально можливих затрат матеріалів, фінансових і трудових ресурсів. Воно повинно бути отримане за комплексного розгляду об’єкта в цілому з урахуванням взаємозв’язків з його частинами.

ЕС складаються з декількох частин (підсистем) – технологічної, теплових мереж (для ТЕЦ), електротехнічної, будівельної, гідротехнічної, транспортної і допоміжних споруд. Кожна з цих підсистем має яскраво окреслену специфіку і відносно слабкі зв’язки з іншими підсистемами. Тому для ЕС можлива локальна оптимізація, тобто оптимізація кожної підсистеми зокрема.

Розглянемо основні якості, які повинна мати електроустановка, що проектується.

1. Економічність. Оцінюється сукупністю вартісних показників: капіталовкладень, вартість різних витрат електроенергії, річні витрати на ремонт та обслуговування.

2. Надійність – властивість об’єкта виконувати задані функції в заданому об’ємі за певних умов експлуатації. Для ЕС такою функцією є вироблення заданої кількості електричної і теплової (для ТЕЦ) енергії нормованої якості.

Крім цих основних властивостей, електроустановці ще повинні бути властиві:

1. Безпека обслуговування;

2. Зручність експлуатації, в тому числі мінімальна кількість перемикань комутаційними апаратами;

3. Зручність розміщення (компонування) електрообладнання;

4. Можливість розширення.

З перерахованих якостей, які має мати установка, деякі не мають кількісної оцінки. Це ускладнює розв’язання задачі оптимізації. Можливі два підходи – одно- і багатокритеріальна оптимізація. На сьогодні через складність розв’язування задач багатокритеріальної оптимізації використовують метод однокритеріальної оптимізації.

При однокритеріальній оптимізації цільова функція формулюється:

 

,                                                                                                    (1.1)

 

де K – капіталовкладення;

 – нормативний коефіцієнт ефективності;

B – річні експлуатаційні витрати;

 – математичне сподівання збитків, які викликаються відмовами в електроустановці.

Річні експлуатаційні витрати складаються з трьох складових:

 

,                                                                                                                (1.2)

 

де  – амортизаційні відрахування (реновація, капітальний ремонт);    

а – норма амортизаційних відрахувань;

 – витрати на обслуговування електроустановки (поточний ремонт, заробітна плата); 

в – норма відрахувань на обслуговування;

 – витрати, обумовлені втратами енергії в установці, що проектується;

 – питомі витрати на відшкодування втрат;

 – річні втрати енергії.

Збитки в загальному вигляді можуть бути подані як

 

,                                                                                                       (1.3)

 

де  – типові збитки в грн./ ;

 – математичне сподівання недовідпуску електроенергії  через ненадійність електроустановки.

Оскільки цільова функція (1.1) не відображає всіх якостей об’єкта, що проектується, то отриманий таким чином розв’язок не можна вважати строго оптимальним. Рекомендується такий порядок прийняття найкращого проектного рішення:

– намічають декілька варіантів виконання установки, які задовольняють сучасні технічні вимоги;

– для кожного варіанта обчислюють цільову функцію – приведені затрати;

– відбирають варіанти, які входять в зону найменших затрат (такі, що відрізняються за затратами від З_min не більше, ніж на 5%);

– проводять додаткове порівняння конкурентоспроможних варіантів за іншими якостями, перерахованими вище.

Зауважимо, що оптимізацію технологічної й електротехнічної частин ЕС здійснюють окремо. Вони суттєво відрізняються між собою за капіталовкладеннями, експлуатаційними витратами та наслідками відмов в РУ і технологічній схемі.

 

1.5.2 Визначення витрат на втрати енергії

 

Відповідно до методу замикаючих оцінок вартості електроенергії, втрати енергії в проектованій електроустановці розглядаються як додатковий споживач електроенергії в системі. У покритті цього додаткового навантаження беруть участь як базові, так і пікові електростанції. Витрати на відшкодування втрат енергії в проектованому об’єкті включають до складу щорічних витрат і визначають як

 

,                                                                                                 (1.4)

 

де  – вартість 1  і річні втрати енергії, що залежать від навантаження (змінні);

 – те ж, але не залежать від навантаження (постійні).

Вартість 1  електроенергії розраховують як питомі витрати на базових і пікових електростанціях даної енергосистеми на відшкодування втрат енергії:

 

,

 

де  – коефіцієнт потрапляння в максимум енергосистеми (для електростанцій =1);

 – час максимальних втрат;

,  – витрати на 1, відпущену відповідно на базовій і піковій електростанціях;

,  – питома участь (за потужністю) базових і пікових станцій у відшкодуванні втрат;

,  – кількість годин використання встановленої потужності на базових і пікових електростанціях, відповідно.

Для умов об’єднаних енергосистем значення  обчислені і подані у вигляді кривих  (рис. 1.9). При визначенні  приймають , при визначенні  приймають  год. Час максимальних втрат  знаходять залежно від тривалості використання максимального навантаження  (рис. 1.10) того елемента, для якого визначають втрати енергії.

Річні втрати енергії в двообмотковому трансформаторі, що працює за багатоступінчастим графіком, визначають так:

 

,                                                             (1.5)

 

 

Рисунок 1.9 – Питомі витрати на відшкодування втрат електроенергії

де Р_х, Р_к – втрати холостого ходу і короткого замикання трансформатора, кВт;

N_з, N_л – кількість робочих діб в зимовому і літньому сезонах року;

S_i, S_j – навантаження i-го та j-го ступенів відповідно зимового і літнього графіків навантаження, кВт;

Dt_i, Dt_j – тривалості ступенів, год; 

n, m – кількість ступенів у зимовому і літньому графіках.

 

Рисунок 1.10 – Крива залежності часу максимальних втрат від тривалості

використання максимального навантаження

 

Для триобмоткових трансформаторів будують характерні добові графіки навантажень для кожної обмотки і за ними розраховують втрати окремо для кожної обмотки:

 

                                                                    (1.6)       

 

де S_B, S_C, S_H – навантаження обмоток вищої, середньої та нижчої напруг, кВт;

P_к.B, P_к.C, P_к.H  – втрати КЗ в обмотках вищої, середньої та нижчої напруг, кВт.

 

                                                                                (1.7)

 

де , ,  – втрати в обмотках триобмоткового трансформатора, отримані з дослідів КЗ із попарною участю обмоток вищої (В), середньої (С) і нижчої (Н) напруг.

Якщо у триобмоткового автотрансформатора коефіцієнти потужності на всіх трьох сторонах напруги рівні між собою, то для розрахунку втрат енергії можна скористатися формулами триобмоткового трансформатора (1.6) і (1.7). В останньому виразі втрати P_к,B-H, P_к,C-H повинні бути приведені до номінальної потужності автотрансформатора у такий спосіб:

 

,         ,                                                              (1.8)

 

де ,  – втрати КЗ, віднесені до номінальної потужності третинної обмотки S_H.ном  (задаються заводом);

;

 – коефіцієнт типової потужності. 

Якщо коефіцієнти потужності навантажень сторін автотрансформатора помітно відрізняються один від одного, то розрахунок змінних втрат необхідно проводити окремо для послідовної, загальної і третинної обмоток.

На стадії проектування докладні характеристики споживачів зазвичай відсутні і у вихідних даних подаються лише максимальні навантаження S_max і кількість годин їх використання Т_mах.  Тоді розрахунок втрат енергії ведуть наближено через час максимальних втрат  (див. рисунок 1.10):

 

,                                                                                    (1.9)

 

де Т_р – тривалість простою трансформатора через плановий ремонт, год/рік.

 

1.5.3 Визначення показників надійності електричних установок

 

Електроустановка складається з елементів – генераторів, трансформаторів, ЛЕП, комутаційних апаратів, збірних шин, з’єднаних між собою за певною схемою. Відмова елемента установки може частково або повністю завадити їй виконувати свої функції. Наслідки відмови залежать від схеми з’єднань елементів і від стану схеми в момент відмови. Розрізняють два основні стани схеми: нормальний (всі елементи установки знаходяться в робочому стані) і ремонтний (один з елементів виведено в ремонт).

Таким чином, розрахунок надійності повинен враховувати показники надійності елементів, схему з’єднань елементів і можливі стани схеми електроустановки.

Показники надійності елементів. Основними показниками надійності елементів, що підлягають відновленню (ремонту) є: частота відмов w і середній час відновлення T_в. Вони визначаються за статистичними даними

 

,

 

де m – кількість відмов за Т років;

n – кількість одиниць обладнання даного типу, яке спостерігається;

t_i – час, що витрачається на відновлення працездатності елемента після i-тої відмови.

Для оцінки ремонтних станів схеми використовують такі показники: m – частота планових ремонтів, 1/рік;

Т_Р – середня тривалість планового ремонту, год.

Показники надійності електроустановок. Існуючі методи розрахунку надійності дозволяють визначати частоту аварійних відключень і сумарну (за рік) тривалість вимушеного простою будь-якого приєднання електроустановки – генератора, трансформатора, лінії, а також частоту і тривалість аварійних ситуацій різного виду.

При прийнятому принципі мінімізації приведених затрат немає необхідності обчислювати показники надійності всіх приєднань. Достатньо визначити лише ті показники надійності, котрі через збитки входять в цільову функцію.

При розробці електричної схеми ЕС розраховують збитки від недовідпуску електроенергії в систему. Отже, для кожного варіанта схеми необхідно розглядати ті відмови, які призводять до втрат генераторної потужності і розраховувати частоту аварійних відключень генераторів та середню тривалість їх простою.

Є декілька методів розрахунку надійності електричної установки:

- логіко-ймовірностні;

- логіко-аналітичні;

- таблично-логічні;

- метод розрахункових груп;

- метод блок-схем;

- метод мінімальних шляхів і мінімальних перерізів.

Кожен метод має свої переваги і недоліки. Загальноприйнятого методу на сьогодні не існує. Для розрахунку надійності схем РУ станцій зручно користуватись таблично-логічним методом. Він використовується в організації "Теплоелектропроект". Отже розглянемо його більш детально.

Таблично-логічний метод

Метод передбачає почерговий цілеспрямований (тільки для розрахункових аварійних ситуацій) розгляд відмов елементів електроустановки з виявленням їх наслідків в нормальному та ремонтному станах. Розрахунок ведуть в табличній формі (табл. 1.1), причому по вертикалі фіксуються елементи, що враховуються, (і-й рядок), а по горизонталі – розрахункові режими (j-й стовпець).

Елементами установки є: приєднання (генератори, трансформатори, лінії), вимикачі (circuit breaker), збірні шини.

За розрахункові елементи, для яких визначають показники надійності, беруть: генерувальні приєднання (генератори або трансформатори енергоблоків і зв’язку), лінії, якщо їх аварійне вимкнення викликає обмеження видачі електроенергії в систему або місцевому споживачеві.

Вихідними даними є частота відмов, середній час відновлення, частота та тривалість планових ремонтів елементів електроустановки.

За допомогою таблиці розрахункових зв’язків фіксують наслідки відмов елементів, а потім визначають частоту та середню тривалість розрахункових аварійних ситуацій за рік: для електростанції – аварійних знижень генерувальних потужностей, для підстанцій – аварійних перерв в електропостачанні споживачів.

Розрахунок показників надійності електричних схем РУ. При виборі електричної схеми РУ елементами, вплив яких досліджується, є вимикачі та збірні шини. На цьому етапі, коли число елементів звичайно велике, складання таблиці розрахункових зв’язків при ручному розрахунку необхідне. Враховуючи, що у всіх варіантах схем РУ трансформатори і автотрансформатори, а також генератори залишаються незмінними, то ці елементи в таблиці розрахункових зв’язків не вводяться.

Приймається така модель вимикача:

- власні відмови вимикачів враховують сумарною частотою відмов в статичному стані і при оперативних перемиканнях, а відмови в автоматичних відмовах – відносною частотою відмов a_в,авт. Для спрощення варіантних розрахунків приймають умовно, що всі пошкодження вимикачів приводять до втрати обох елементів, які зв’язує даний вимикач;

- частоту відмов вимикачів визначають диференційовано залежно від місця його розташування в схемі;

- послідовні відмови двох вимикачів не розглядають через малу ймовірність накладання цих двох подій;

- відмови при автоматичних відключеннях вимикачів враховують тільки при пошкодженнях на лініях в нормальному стані схеми. В решті ситуацій відмови при автоматичних відключеннях не розглядаються через малу ймовірність таких аварійних ситуацій. Винятком є схема з двома системами збірних шин і з одним вимикачем на приєднання. В нормальному стані працюють обидві системи шин, а при ремонті однієї з них всі приєднання виявляються підключеними до одних шин і тоді відмова будь-якого вимикача при автоматичному відключенні викликає погашення всього РУ, тобто мають місце дуже важкі наслідки.

Порядок визначення показників надійності РУ електростанції такий.

1. Записують ряд елементів схеми, що враховуються (рядки таблиці). Як приклад розглядається таблиця 1.1, складена для схеми, наведеної на рисунку 1.11. Визначають частоту відмов w_i для вимикачів.

Елементи, що враховуються, – це ті елементи, відмова яких в нормальному або ремонтному станах схеми викликає аварійне відключення розрахункових елементів. Самі розрахункові елементи немає необхідності включати в рядки таблиці, оскільки їх відмова, як правило, не пов’язана з надійністю схеми РУ, яка вибирається. Таким чином, в рядки таблиці включають: вимикачі, лінії і збірні шини. Автотрансформатори зв’язку, оскільки вони порівняно є надійними, можна не включати.

 

 

 

 

Рисунок 1.11 – Схема електричних з’єднань РУ 3/2

 

 

Таблиця 1.1 – Розрахункові зв’язки для схеми 3/2