Определение ущерба от перерывов в электроснабжении

Электроснабжение потребителей II категории могут осуществлять по нерезервированным схемам, причем надежность в этом случае заметно меньше. Возможные перерывы в электроснабжении приносят промышленному хозяйству ущерб, необходимость оценки которого возникает при экономическом сравнении вариантов ЭС или участков сети с различной степенью резервирования.

Дадим приближенную количественную оценку ущербу, нанесенному из-за перерыва в электроснабжении удаленной подстанции. Как правило, в этом случае определяют, возможно ли использовать одноцепную линию вместо двухцепной. Критерием здесь может служить сопоставление возможного ущерба от недоотпуска электроэнергии потребителям в случае аварийного отключения одноцепной линии (блока линия – трансформатор) (рис. 4.7, а) с дополнительными затратами на двухцепную линию (рис. 4.7, б).

Рис. 4.6 – Удельные затраты на возмещение потерь в электрических сетях:

1– Европейской части России; 2– ОЭС восточных районов страны (кроме ОЭС Сибири); 3 – ОЭС Сибири

а	б

Рис. 4.7 – Нерезервированная (а) и резервированная (б) радиальная сеть

Для одноцепной линии перерывы в электроснабжении потребителей II категории возникают при аварийном и плановом отключениях любого из последовательно включенных элементов электропередачи (выключателя В, линии W, трансформатора Т). Поэтому вероятность перерыва в электроснабжении потребителей равна сумме вероятностей аварийных простоев и плановых ремонтов всех указанных элементов электропередачи

, (4.31)

где – для выключателя; – для линии; – для трансформатора.

При резервировании сети параллельным включением элементов вероятность перерыва в электроснабжении может быть определена как произведение вероятностей отключения элементов, составляющих эту сеть. В случае двухцепной линии (рис. 4.7, б, параллельные цепи имеют одинаковые элементы) можно записать:

. (4.32)

Вероятность аварийного состояния какого-либо элемента схемы

, (4.33)

где ω_w – среднее количество отказов (параметр потока отказов) данного элемента в год; – средняя длительность аварийного ремонта, лет/отказ.

В частности, для линии

, (4.34)

где ω_w – удельная повреждаемость линии на 100 км, отказ/год; l – длина линии, км.

Вероятность планового ремонта

, (4.35)

где – число плановых ремонтов в году; t_рем – средняя длительность планового ремонта, ч.

Недоотпущенная электроэнергия по причине прекращения электроснабжения в результате аварийного простоя и планового ремонта

, (4.36)

где p – вероятность перерыва в электроснабжении, определяемая по формулам (4.31 – 4.35).

В этом случае причиненный ущерб

, (4.37)

где у₀ – средний удельный ущерб, равный 0,6 – 0,8 тыс. руб./МВт∙ч.

Пример. Определить экономическую целесообразность резервирования сети для электроснабжения потребителей подстанции А (схема на рис. 4.8). Удельную стоимость 1 МВт·ч недоотпущенной электроэнергии принять равной 0,8 тыс. руб./МВт·ч. Стоимость 1 МВт·ч потерь электроэнергии равна тыс.руб./МВт∙ч. На трансформаторной подстанции установим один трансформатор. Планово-предупредительные ремонты линии производят под напряжением без отключения линии.

Рис. 4.8 – Расчетная схема сети

Решение. В соответствии с данными [6, табл. 5.2, 5.1] определим:

среднее количество отказов в год: выключателя (масляного) отказ/год; воздушной линии отказ/год; трансформатора отказ/год;

среднее время восстановления после отказа [6, табл. 5.2]: выключателя лет/отказ; воздушной линии лет/отказ; трансформатора лет/отказ;

вероятность аварийного простоя:

выключателя ;

линии ;

трансформатора ;

блока линия - трансформатор .

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ч.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Из приведенных расчётов видно, что в основном ущерб определен относительно большой вероятностью аварийного простоя линии. В случае резервирования вероятность аварийного простоя обеих линий равна произведению вероятностей этих событий. Тогда вероятность перерыва в электроснабжении потребителей

.

Недоотпущенная электроэнергия

МВт∙ч.

Ущерб от недоотпуска электроэнергии

тыс.руб.

Рассмотрим определение экономических показателей для одно-,
двухцепных вариантов электроснабжения.

Капитальные вложения в линию (опоры стальные):

тыс. руб.;

тыс. руб.

Капитальные вложения в подстанцию Б (стоимость ячеек открытого распределительного устройства (ОРУ) с выключателями):

тыс.руб.;

тыс.руб.

Отчисления на амортизацию, ремонт и обслуживание

для линий:

тыс.руб.;

тыс.руб.;

для подстанции:

тыс.руб.

тыс.руб.

Стоимость потерь электроэнергии в линии*:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Суммарные издержки:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Приведенные затраты:

тыс.руб.;

тыс.руб.

Из сравнения экономических показателей рассмотренных вариантов сети видно, что электроснабжение по двухцепной схеме (рис. 4.7, б) более экономично.

Сравнение вариантов по расчетным затратам

Из предварительно выбранных вариантов ЭС наиболее экономичен вариант с минимальными расчетными (дисконтированными) затратами:

. (4.38)

Это выражение справедливо для статической ситуации, когда сооружение и освоение мощности ЭС осуществляют в течение одного года и в последующем ежегодные издержки на эксплуатацию неизменны. Если варианты ЭС существенно различны по надежности электроснабжения, то дополнительно учитывают в приведенных затратах ущерб У от ожидаемого недоотпуска электроэнергии.

.

При сооружении ЭС за срок более года капиталовложения распределяют по годам строительства. Кроме того, сопоставляемые варианты могут различаться также сроками ввода в эксплуатацию отдельных очередей строительства. В таких случаях до выхода ЭС в нормальную эксплуатацию значения ежегодных эксплуатационных издержек изменяются по времени. Тогда с учетом фактора времени затраты З необходимо привести к одному году Θ периода строительства Тс по формуле [2]

, (4.40)

где ΔИ_t – приращение ежегодных издержек в год t.

Подробная характеристика рассмотренного экономического критерия Зи его обоснование приведены в специальной литературе [15].

Капитальные затраты определяет смета, которая является основным экономическим документом строительства. Сметные расчеты определяют абсолютную величину и структуру необходимых трудовых и материальных затрат. Однако для выявления самого экономичного варианта капитальные затраты с достаточной степенью точности можно подсчитать по укрупненным показателям стоимости, приведенным, например, в [2, 3, 9]: одного трансформатора, одной ячейки РУ, одного километра линии, что в значительной степени упрощает расчёты. Капиталовложения можно определить и по данным других источников, например [5, 13], однако для сопоставимости затраты по всем вариантам нужно подсчитывать по одному или равнозначным источникам. Для электростанций в данном проекте учитывают капиталовложения только в ОРУ, зависящие от числа отходящих ЛЭП, выбранной схемы ЭС. Для определения капиталовложений достаточно знать лишь основные параметры ЭС, определяемые в предыдущих разделах проекта: напряжение, длину и сечение проводов, тип схемы подстанции и число установленных на них выключателей и трансформаторов, мощность и тип трансформаторов и КУ. Затраты на элементы ЭС, повторяющиеся во всех вариантах, не учитывают.

Капиталовложения К в каждом варианте ЭС определяются затратами на сооружение линий К_w и подстанций К_пс:

. (4.41)

Полные капиталовложения в воздушные линии

, (4.42)

где – стоимость сооружения 1 км ВЛ с одноцепными и двухцепными опорами соответственно; – число одно-, двухцепных линий, различных по напряжению, сечению проводов, типу опор и т. п.; – длины одноцепных и двухцепных линий соответственно.

Для определения капиталовложений в строительство подстанций необходимо просуммировать стоимости ОРУ (ячеек ОРУ с выключателями К_я), расчётные стоимости трансформаторов К_т и компенсирующих устройств К_ку (включают стоимости основного и вспомогательного оборудования, строительной части и монтажа) и постоянные затраты на строительство подстанций К_пост, зависящие в основном от напряжения и общего количества выключателей на подстанции Nв:

. (4.43)

Ежегодные издержки на амортизацию и текущий ремонт, обслуживание линий И_w и подстанций И_пс пропорциональны стоимости основных фондов (капиталовложениям):

;

(4.44)

.

Коэффициенты суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт, а также обслуживание линий и подстанций приведены в [2, табл. 8.2].

Суммарные годовые издержки определяют с учётом затрат на возмещение потерь электроэнергии И_Э в ЭС.

. (4.45)

При определении ежегодных издержек на возмещение потерь электроэнергии необходимо дифференцированно учитывать зависимость стоимости 1 кВт·ч потерь β в сетях от числа часов максимальных потерь τ и назначения ЭС:

, (4.46)

где – суммарные потери электроэнергии, соответственно зависящие и не зависящие от нагрузки (см. п. 4.1.8); – стоимости 1 кВт∙ч потерь, определяемые по рис. 4.6 для показателей и ∙ч.

Определение вероятного народнохозяйственного ущерба У для простейшей ЭС рассмотрено в п. 4.1.8. Различные методики расчёта ущерба приведены, например, в [2, 4–7].

При выборе оптимального варианта ЭС одинаковые по величине технико-экономические показатели, входящие в выражения приведенных затрат через величины К, И или У, можно исключить.

Результаты технико-экономических расчётов сводят в табл. 4.3. Вариант с минимальными приведенными затратами считают оптимальным (наиболее экономичным).

Таблица 4.3

Технико-экономические показатели вариантов схем

Если варианты оказались экономически равноценными (различие приведенных затрат до ± 5 %)[‡], то лучший вариант выбирают в основном по качественным показателям. В этом случае предпочтение отдают варианту с более высокой надежностью электроснабжения, оперативной гибкостью схемы, меньшими потерями электроэнергии, расходом цветного металла на провода ЛЭП и количеством аппаратуры, лучшими возможностями развития сети при росте нагрузок и т. п.

Если варианты имеют различное номинальное напряжение, то при разнице в расчетных затратах менее 10 – 15 % предпочтение следует отдать варианту с более высоким номинальным напряжением, даже если этот вариант и дороже.

Выполнение проектной части расчётов завершают составлением принципиальной однолинейной схемы электрических соединений выбранного варианта ЭС. На рис. 4.9 приведен пример выполнения такой схемы для сети 220 кВ.

Рис. 4.9 – Принципиальная однолинейная схема

электрических соединений сети