3.6. Технико-экономическое сравнение вариантов структурной схемы тэц

Отказы в электроустановке нарушают ее нормальное функционирование и тем самым причиняют ущерб на­родному хозяйству. Последний как величина случайная оценивается математическим ожиданием ущерба М (У) за год от ненадежности электроустановки или среднего­довым ущербом. В дальнейшем для простоты будем его обозначать через У.

Отдельные районные энергосистемы, связанные меж­ду собой линиями – межсистемными связями, образуют объединенную энергосистему. Аварийный резерв мощ­ности объединенной системы достаточно велик и теоре­тически может восполнить потерю генерирующей мощ­ности при любой аварийной ситуации на станции. Огра­ничивающим фактором здесь оказывается пропускная способность межсистемной связи, которая обычно огра­ничена (слабая связь). При значительном аварийном снижении генерирующей мощности на станции недостаю­щая для потребителей данной системы мощность будет поступать по линиям, связывающим эту энергосистем с объединенной. Перегрузка слабых связей может сопро­вождаться нарушением устойчивости работы. При этом приходят в действие специальные автоматические устрой­ства, которые отключают перегруженные линии связи. Энергосистема становится изолированной, а мобилизуе­мый резерв мощности ограничен только аварийным ре­зервом Р_рез данной системы. Последний лежит в диапа­зоне б — 10% суммарной мощности генераторов данной системы. Если аварийная потеря генерирующей мощ­ности Р_Г превышает Р_рез, то частота в отделившейся системе понижается и возможно действие устройств автоматической частотной разгрузки АЧР. Таким обра­зом, можно условно принять, что для электростанции значение ущерба будет зависеть от аварийного резерва мощности, которым располагает данная энергосистема, а также от уставок АЧР на подстанциях этой си­стемы. Мы же в расчёте будем учитывать отказы блоков, АТС и выключателей.

Т.к. известны характерные графики нагрузки генератора в зимние и летние сутки, то число часов использования установленной мощности, ч/год, будет:

Показатели надёжности работы элементов энергосистемы

Таблица 3.6.1.

Оборудование	, 1/год	ТВ, ч	, 1/год	ТР, ч
Энергоблок 200МВт	10,5	45	8,9	155,4
Энергоблок 100МВт	7,19	48,8	16,85	117
Энергоблок 63МВТ	7,19	48,8	16,85	117
Трансформаторы с UВН=220 кВ (SНОМ<80МВА)	0,035	60	0,75	28
Трансформаторы с UВН=220 кВ(SНОМ>80МВА)	0.025	60	1	30
Трансформаторы с UВН=110 кВ(SНОМ<80МВА)	0,014	70	0,75	28
Трансформаторы с UВН=110 кВ (SНОМ>80МВА)	0,075	95	1	30
Выключатели 110 кВ	0,02	20	0,2	45
Выключатели 220 кВ	0,02	55	0,2	122
Выключатели 10 кВ	0,022	11	0,2	24
Выключатели 15-20 кВ	0,04	20	0,2	40

(Б.Н. Неклепаев «Электрическая часть станций и подстанций» 487-499 с.)

Определим вероятность ремонтных режимов и наложения на них аварийных

Вероятность ремонтных режимов энергоблоков 63МВт:

Вероятность ремонтных режимов энергоблоков 100МВт:

Вероятность ремонтных режимов энергоблоков 200МВт: