Технико-экономическое сравнение вариантов схем - ­­­Электрическая часть электростанций

Отобранные на основании общих соображений варианты главных схем сравнивают затем по объективным количественным показателям и окончательно останавливаются на наиболее целесообразном варианте, имеющем лучшие показатели экономичности и надежности. Существует несколько способов количественной оценки вариантов схем. Ниже приводится один из них 122], основанный на сравнении расчетных затрат при оценке экономичности и числа операций с разъединителями и выключателями за год, а также длительности вероятных простоев блоков за год при оценке надежности. Капитальные затраты, входящие в состав расчетных затрат, определяют для той части РУ, которая при изменении главной схемы изменяется наиболее значительно, т. е. для ячеек выключателей. Так как в укрупненных показателях стоимости ячеек учитывается не только оборудование, но и строительно-монтажные работы, при числе ячеек пяч и стоимости одной ячейки Спч капитальные затраты на сравниваемую часть РУ Кру = Сячпяч. При норме эффективности капитальных вложений 0,125, принятой у нас в стране, отчислений на амортизацию 0,063 и ежегодных эксплуатационных расходов на обслуживание РУ 0,025 приведенные к году расчетные затраты 3 = (0,125 + 0,063 + 0,025) КРу = 0,213Свяпт. Так как число разъединителей в разных схемах неодинаково, при уточненных расчетах экономичности может потребоваться учет этих различий. Например, в схеме с двумя основными и одной обходной системой шин на каждое присоединение устанавливаются по четыре разъединителя, в то время как в многоугольнике их только три. Соответственно стоимость ячейки 500 кВ при схеме многоугольника равна 0,93 стоимости такой же ячейки при схеме с двумя основными и одной обходной системой шин. В табл. 2-1 приводятся относительные стоимости ячеек 500, 330 и 220 кВ для различных видов главных схем, причем за единицу принята стоимость ячейки при схеме с двумя основными и одной обходной системой шин.

Таблица 2-1 Схема Относительная стоимость ячейки при напряженки РУ, кВ

Схема	500	330	220
С двумя основными и одной обходной системой шин	1	1	1
Многоугольник	0,93	0,94	0,95
Полуторная	0,91	0,92	0,94

Рис. 2-31. Технико-экономическое сопоставление схем: а —полуторной; б — многоугольника Таким образом, для ячейки 500 кВ при стоимости ее 350 тыс. руб. капитальные затраты на сравниваемую часть РУ при шести присоединениях (три блока и три линии) по полуторной схеме составят (рис. 2-31, а) Кру = (9 -350) -0,91 = 2866,5 руб., а при схеме многоугольника (рис. 2-31, б) Кру = (6-350)-0,93 = 1953 руб., т. е. схема многоугольника явно выгодней. Оценка надежности главных схем может быть проведена по числу операций разъединителями и выключателями за определенное время, например за год, а также по продолжительности простоев блоков из-за повреждений выключателей (т. е. из-за несовершенства схемы) [22]. Ремонтные и режимные переключения в схеме сопровождаются многочисленными отключениями и включениями разъединителей, при которых возможны ошибки персонала и, как следствие, аварийные отключения блоков и линий с развитием аварии в системе. Таким образом, чем больше операций с разъединителями требует схема, тем больше вероятность ошибочных действий персонала при переключениях и тем меньше надежность схемы. При этом ошибочные операции в разных схемах приводят к аварийным последствиям различной тяжести, и это тоже следует учитывать. Например, в схеме с двумя рабочими системами шин и одним выключателем на присоединение ошибочное отключение разъединителя под током приведет к погашению системы (секции) шин со всеми ее присоединениями. В то же время в схеме многоугольника такая ошибка приведет к погашению лишь одной или двух цепей. Учитывая, однако, что различие в годовом числе операций разъединителями между отдельными видами схем невелико и, следовательно, не может иметь решающего значения, этот показатель надежности можно считать второстепенным и прибегать к нему только для дополнительной оценки надежности схем. Более значительное влияние на надежность схемы,  оказывает число выключателей и интенсивность их работы, определяемая числом режимных, схемных и ремонтных переключений, а также их работой при аварийных отключениях. Повреждение или даже просто отказ выключателя главной схемы всегда приводит к тяжелым последствиям, к развитию и углублению аварии. Практика показывает, что в 70—80 % всех случаев повреждения выключателей 330—500 кВ, например, возникают во время нормальных коммутаций. Таким образом, существует прямая связь между интенсивностью работы выключателей и надежностью главной схемы. Для того чтобы найти предположительное число операций выключателями отдельных присоединений за год, можно воспользоваться нормами периодичности и длительности ремонта выключателей, линий и трансформаторов, а также статистикой аварийности этих элементов системы, которая характеризуется обычно средней удельной повреждаемостью [22]. Так, для линии 500 кВ число отключений за год для плановых поучастковых ремонтов составляет в среднем 10. При каждом выведении линии в плановый ремонт при полуторной схеме, например, необходимо выполнить следующее (см. рис. 2-30, схема а): отключить выключатели 4 и 5; отключить разъединитель 6; восстановить схему блока, включив выключатели 4 я 5. При введении линии в работу после ремонта нужно выполнить те же четыре операции выключателями и одну — разъединителем; общее число переключений на каждую линию 500 кВ составит в год 10 X 8 = 80. Чтобы учесть аварийные отключения этой же линии, требующие последующего выведения ее в аварийный ремонт, следует определить ее вероятную повреждаемость за год. Удельная повреждаемость Яуд линий на 100 км длины выражается числом аварийных отключений за год и для линий 500 кВ по статистическим данным равна 0,5. При средней длине 400 км линии 500 кВ вероятное число ее аварийных отключений за год составит Тогда число операций с выключателями линии, связанных с выведением ее в аварийный ремонт, будет 2х 8 = 16, а общее число операций выключателями на каждую линию составит 80 + 16 == 96. Подсчитанное аналогичным способом число операций выключателями для всех присоединений сравниваемых главных схем

Схема на рис. 2-30	Число выключателей		Число операций выключателями 500 кВ за год	Вероятный простой блоков из-за несовершенства схемы за год	Затраты
	шт.	%			капитальные на ячейки выключателей, тыс. руб.	расчетные ежегодные
						тыс. руб.	%
а	9	150	412	5,6	2866	610,6	146,0
б	6	100	112	9,8	1953	416,8	100

Таблица 2-3

Показатель	Напряжение, кВ
	До 35	110	220	330	500
Выключатели воздушные
Средняя удельная повреждаемость ...	0,03	0,05	0,07	0,10	0,14
Средняя продолжительность планового ремонта одного выключателя, дни ...	3	3	5	7	ю
То же, отнесенное к году	0,01	0,01	0,015	0,02	0,03
Среднегодовая трудоемкость планового ремонта одного выключателя, чел.-ч	50	100	150	200	300
Продолжительность аварийного ремонта, ч	8	10	10	10	10
Трансформаторы
Средняя удельная повреждаемость ...	0,01	0,015	0,02	0,03	0,03
Продолжительность аварийного ремонта, ч			720
Продолжительность перекатки резервного трансформатора, ч			10
Продолжительность присоединения резервной фазы накладками без перекатки, ч			3
Линии передачи
Удельная повреждаемость на 100 км длины, число в год		2,0	1,5	1,0	0,5
Средняя продолжительность аварийного ремонта, ч			8
Число отключений линии за год для плановых поучастковых ремонтов	—	15	15	10	10

Примечания. 1. Плановые отключения трансформаторов блоков, повышающих и собственных нужд приурочиваются к плановым и вынужденным остановкам блока из-за неполадок в технологической части станции; средняя продолжительность одного останова блока для устранения неполадок в его тепловой части 60 ч, 2. Число вынужденных отключений блоков из-за неполадок в технологической части по эксплуатационной статистике составляет примерно 2 за каждую 1000 ч работы блока, или всего около 14 в год. 3. Для конкретных линий с резко различающейся длиной принимают следующие числа отключений на ремонт в год: для линий 110 — 220 кВ один раз на каждые 5— 10 км, для линий 330—500 кВ один раз на каждые 25—40 км.

(см., рис. 2-30) приведено в табл. 2-2. При подсчетах использовались данные об удельной повреждаемости выключателей, трансформаторов и линий, приведенные в табл. 2-3 [22]. В табл. 2-4 указан также вероятный простой блоков за год, учитывающий аварийные отключения блоков не по технологичеческим причинам, а из-за повреждений и отказов выключателей главной схемы, вероятность которых будет разной для разных вариантов схемы. При этом определяется вероятное число отключений блока из-за отказов выключателей при нормальной схеме, затем простои из-за отказов выключателей во время ремонтов выключателей, число отключений блоков из-за коротких замыканий на линиях в период ремонтов выключателей и, наконец, число отключений двух блоков одновременно из-за отказов выключателей в период ремонта двух выключателей. Таким образом, продолжительность простоя блока, ч/год, из-за повреждения, например, выключателя Тн = ав, где t — продолжительность простоя блока, равная при нормальном режиме работы одному часу, т. е. времени, необходимому для выведения поврежденного выключателя в ремонт; Яв — повреждаемость выключателя. В период ремонтов выключателей эта продолжительность будет Tv = Ав т, где t — продолжительность простоя, равная одному часу или, если немедленная замена поврежденного выключателя невозможна, восьми-десяти часам, необходимым для его аварийного ремонта; т — относительная среднегодовая продолжительность планового ремонта. Результаты вычислений вероятной продолжительности простоев блока для каждого из вариантов схемы удобно свести в таблицу, в которую заносятся все элементы схемы (выключатели, трансформаторы, линии), отключение которых вызывает простой блока.