Выбор блочных трансформаторов

Выбор трансформаторов включает в себя определение их числа, типа и номинальной мощности.

Выбор номинальной мощности трансформатора в общем случае производят с учетом его нагрузочной способности:

допустимый коэффициент перегрузки.

Используя рекомендации и исходные данные, выбираем трансформатор по справочнику [6].

Для РУСН принимаем трансформатор ТДЦ-250000/110

Для РУВН принимаем трансформатор ТДЦ-250000/330

Рисунок 2. Схема единичного и укрупненного блока

Проведем технико-экономический расчет для выбора типа блока.

ТДЦ-250000/110

Для экономического сравнения вариантов необходима оценка суммарных годовых потерь ЭЭ в элементах, входящих в состав электростанции. Эти потери влияют на ежегодные эксплуатационные расходы и себестоимость произведенной энергии. При проектировании элементов энергосистем потери ЭЭ при отсутствии графиков нагрузки оценивают методом времени максимальных потерь, используя значения максимальных нагрузок и время максимальных потерь .

продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч.

Потери холостого хода в трансформаторе:

время работы блока в течение года, ч.

частота ремонтов (текущих, средних, капитальных), 1/год.

время плановых простоев блока в течение года, ч.

параметр потока отказов трансформатора блока, 1/год;

среднее время аварийно-восстановительных ремонтов трансформатора, ч.

число одинаковых параллельно включенных трансформаторов.

Приведенные выше показатели надежности трансформатора указаны в [1]. Принимаем для ГЭС ч.

;

Нагрузочные (переменные) потери определим по формуле:

часть мощности, расходуемая на собственные нужды, МВ

Издержки на потери ЭЭ определяются таким образом:

Определим среднюю себестоимость электроэнергии в энергосистеме, зависящую от времени использования максимальной нагрузки и географического месторасположения электроустановки.

тыс. руб./(МВт )

тыс. руб./(МВт )

Определим коэффициент пропорциональности:

Где

тыс. руб./(МВт )

тыс. руб./(МВт )

Определим издержки:

Для двух единичных блоков издержки:

Для РУСН укрупненный блок не рассматриваем, так как при одном блоке в случае его отключения полностью теряется питание на РУСН, что недопустимо.

ТДЦ-250000/330

Рассмотрим единичный блок.

Потери холостого хода в трансформаторе:

время работы блока в течение года, ч.

;

Для десяти единичных блоков:

Для двух единичных блоков:

Рассмотрим укрупненный блок.

Для пяти укрупненных блоков:

Оценка надежности

Проведем оценку надежности элементов схемы единичного и укрупненного блоков. При выборе оптимального варианта структурной схемы ГЭС в рамках курсового проекта учитываем надежность только «отличающихся» элементов:

1 выключатели;

2 разъединители;

Определим вероятность аварийного простоя элементов электрической схемы ГЭС в течение года по формуле:

где - параметр потока отказов, 1/год;

- среднее время восстановления, лет.

Результаты сведем в таблицу 3.

Таблица 3. Показатели надежности работы элементов блока и их аварийные отказы.

Элемент блока	Параметр потока отказов , 1/год	Среднее время восстановления	Вероятность аварийного простоя о.е.
Выключатель 110кВ	0,02	2,28	4,56
Разъединитель 110кВ	0,01	1,26	1,26
Выключатель 330кВ	0,03	6,85	20,55
Разъединитель 330кВ	0,01	1,14	1,14

Примечание: Показатели надежности приняты по данным [1].

Определим вероятность простоя элементов схемы станции вследствие ремонтов (плановых, средних, капитальных) по формуле:

где - частота ремонтов, 1/год;

- продолжительность ремонтов, лет/рем.

Показатели надежности приняты по данным [1].

Результаты сведем в таблицу 4.

Таблица 4. Показатели надежности работы элементов блока. Плановая составляющая.

Элемент блока	Частота ремонтов , 1/год	Продолжительность ремонтов	Вероятность планового простоя о.е.
Выключатель 110кВ	0,2	513,7	102,74
Разъединитель 110кВ	0,166	91,3	15,16
Выключатель 330кВ	0,2
Разъединитель 330кВ	0,166		34,03

Рисунок 3. а, в – принципиальная схема; б, г – расчетная схема.

Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков в случае полного отключения генерирующей мощности может быть определена как произведение вероятностей простоя элементов, составляющих схему:

А так как вероятность простоя элемента схемы определяется суммой вероятностей событий, состоящих в наступлении аварийного или планового ремонтов, то перепишем выражение в следующем виде:

Для РУСН:

Исключим из последнего выражения события, состоящие в наступлении планово-предупредительных ремонтов обоих блоков 110 кВ, тогда формула примет вид:

Подставляем в последнюю формулу расчетные значения вероятностей.

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ W_нд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя блока или аварийного простоя одного или плановом ремонте другого составит:

где - вероятность перерыва электроснабжения при рассматриваемой схеме, о.е.;

- продолжительность использования установленной мощности генераторов ГЭС, ч;

- максимальная активная мощность генератора блока.

Математическое ожидание ущерба вследствие надежности схемы определим по формуле:

где – ущерб от недовыработки электроэнергии, руб./год;

- удельный ущерб, руб./кВт·ч.

Принимаем по справочным данным

Значение ущерба, полученное в последнем расчете, не включает в себя составляющую ущерба от ненадежности вследствие отключения одного из двух единичных блоков, следовательно, полученное значение не в полной мере характеризует надежность схемы и, очевидно, является заниженным из-за неучета всей совокупности возможных событий. Таким образом, выполним расчет второй составляющей математического ожидания ущерба , определяемой вероятностью события, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков:

Тогда, значение ущерба от ненадежности для схемы единичного блока с учетом двух составляющих:

Определим капиталовложения К для схемы по формуле:

- расчетная стоимость (укрупненная) ячеек ОРУ-110 кВ.

- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора единичного блока.

- расчетная стоимость блочного трехфазного двухобмоточного трансформатора собственных нужд единичного блока.

По СТО ОАО РАО «ЕЭС России» Электроэнергетические системы 2007 г. Определяем стоимость ячейки РУСН:

Капиталовложения по схеме РУСН с двумя единичными блоками:

Ежегодные издержки на амортизацию, текущий ремонт и обслуживание электрооборудования электростанции пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

где - норма суммарных амортизационных отчислений (отчисления на реновацию и капитальный ремонт) и затрат на эксплуатацию электроустановки (текущий ремонт и зарплата персоналу) – [1].

Суммарные годовые издержки:

Полные приведенные затраты:

коэффициент, принимаемый равным процентной ставке за хранение средств в банке

Для РУВН с единичными блоками:

Вероятность недоотпуска ЭЭ при применении в схеме ГЭС единичных блоков в случае полного отключения генерирующей мощности:

Подставляем в последнюю формулу расчетные значения вероятностей.

Математическое ожидание среднегодового недоотпуска ЭЭ W_нд в связи с прекращением электроснабжения в результате простоя блока или аварийного простоя одного или плановом ремонте другого составит:

Вероятностью события, имеющего место при аварийном или плановом простое одного из последовательных элементов единичных блоков:

Математическое ожидание ущерба вследствие надежности схемы определим по формуле:

Капиталовложения по схеме РУВН с двумя единичными блоками:

Суммарные годовые издержки:

Полные приведенные затраты:

коэффициент, принимаемый равным процентной ставке за хранение средств в банке

Для РУВН с укрупненными блоками:

Вероятность недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока равна сумме вероятностей аварийных и плановых ремонтов последовательных элементов схемы блока:

C учетом отмеченного выше условия, имеем:

Математическое ожидание недоотпуска ЭЭ вследствие ненадежности элементов укрупненного блока по формуле:

Математическое ожидание ущерба:

Капиталовложения по схеме РУВН с укрупненными блоками:

Суммарные годовые издержки:

Полные приведенные затраты:

коэффициент, принимаемый равным процентной ставке за хранение средств в банке

Таким образом, по результатам технико-экономического расчета на РУВН 330 кВ более целесообразно применение схемы с укрупненными блоками. На рисунке 4 изображена структурная схема станции.

Дата добавления: 2015-10-13