Обоснование выбора площадки для ТЭЦ и её компоновки

Введение

 

Современный электроэнергетический комплекс России включает около 600 электростанций. Общая установленная мощность электростанций России составляет 218 145,8 МВт. Установленная мощность парка действующих электростанций по типам генерации имеет следующую структуру: тепловые электростанции 68,4%, гидравлические - 20,3%, атомные - около 11,1 % [15].

Лидирующее положение теплоэнергетики является исторически сложившейся и экономически оправданной закономерностью развития российской энергетики. Тепловые электростанции (ТЭС), действующие на территории России, можно классифицировать по следующим признакам:

- по источникам используемой энергии - органическое топливо, геотермальная энергия, солнечная энергия;

- по виду выдаваемой энергии - конденсационные, теплофикационные;

- по использованию установленной электрической мощности и участию ТЭС в покрытии графика электрической нагрузки - базовые (не менее 5000 ч использования установленной электрической мощности в году), полупиковые или маневренные (соответственно 3000 и 4000 ч в году), пиковые (менее 1500-2000 ч в году).

В свою очередь, тепловые электростанции, работающие на органическом топливе, различаются по технологическому признаку:

- паротурбинные (с паросиловыми установками на всех видах органического топлива: угле, мазуте, газе, торфе, сланцах, дровах и древесных отходах, продуктах энергетической переработки топлива и т.д.);

- дизельные;

- газотурбинные;

- парогазовые.

Наибольшее развитие и распространение в России получили тепловые электростанции общего пользования, работающие на органическом топливе (газ, уголь), преимущественно паротурбинные [15].

В настоящий момент основной задачей развития тепловой генерации является обеспечение технического перевооружения и реконструкции действующих электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием передовых технологий в производстве электроэнергии.

Проектированию электрической части ТЭЦ и будет посвящён данный курсовой проект. В нём рассматриваются задачи проектирования, связанные с выбором главной схемы ТЭЦ 315 МВт (в том числе схемы РУ 110, ГРУ 10 кВ), а также схемы собственных нужд. Также производится выбор основного и вспомогательного электрооборудования с учетом параметров токов КЗ.

Постановка задачи

 

Главная схема электрических соединений электростанции (под­станции) — это совокупность основного электрооборудования (гене­раторы, трансформаторы, линии), сборных шин, коммутационной и другой первичной аппаратуры со всеми выполненными между ними в натуре соединениями.

При указанных в задании на проектирование условиях методом технико-экономического сравнения конкурентоспособных вариантов произведём выбор оптимального варианта структурной схемы.

Оптимальное решение – это решение, удовлетворяющее требованиям к качеству проектируемого объекта при минимально возможных затратах материальных, финансовых и трудовых ресурсов. Оно должно быть получено при комплексном рассмотрении объекта в целом с учетом взаимосвязей между его частями.

В общем случае, процедура поиска оптимальной структурной схемы сводится к последовательному выполнению следующих основных этапов:

1) в соответствии с исходными данными разрабатывается множество технически реализуемых вариантов структурных схем;

2) на основе инженерного анализа отбираются несколько наиболее перспективных вариантов схем;

3) для каждого отобранного варианта определяются возможные перетоки мощности через трансформаторы и автотрансформаторы, исходя из наиболее тяжелых условий работы станции;

4) ориентируясь на величины перетоков мощности, в каждом варианте выбираем подходящие по номинальным значениям типы трансформаторов и автотрансформаторов. Для выбора трансформаторов, связывающих ГРУ и РУ повышенного напряжения ТЭЦ составляют и анализируют предполагаемые графики нагрузки трансформаторов связи а) в нормальном режиме (зимой и летом); б) при отключении одного из работающих генераторов; в) при необходимости мобилизации вращающегося резерва, когда генераторы ТЭЦ увеличивают мощность до номинального значения. для каждого варианта определяют их технико-экономические показатели – капиталовложения, эксплутационные издержки, ущербы и приведенные затраты;

5) на основании сопоставления приведенных затрат, а также дополнительного технического анализа, окончательно принимают наиболее рациональную структурную схему проектируемой электростанции.

 

Осенне-зимний период

 

Вначале произведём расчёт потоков мощности при всех работающих генераторах и трансформаторах без учёта потерь мощности.

Мощность механизмов собственных нужд согласно заданию на проектирование, составляет 9,5% от установленной мощности ТЭЦ:

.

Механизмы собственных нужд питаются через реакторы собственных нужд от шин ГРУ 10 кВ. Таким образом, мощность собственных нужд, приходящаяся на каждый блок. Так как число котлов на ТЭЦ равно 4, то требуется 2 источника питания собственных нужд (2 котла на один источник питания СН):

;

В осеннее-зимний период все агрегаты загружены на 100%. Поэтому мощность, вырабатываемая генераторами будет соответствовать их номинальной мощности.

Вначале произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ.

Реактивная мощность, вырабатываемая генератором 63 МВт:

.

Таким образом, поток полной мощности, текущий через трансформатор блока 63 МВт в осенне-зимний период:

;

.

Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ.

Реактивная мощность нагрузки на ГРУ:

           

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

 

Весенне-летний период

 

Вначале так же, как и в предыдущем пункте, произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ.

Поскольку активная мощность, вырабатываемая генераторами и потребляемая нагрузкой собственных нужд, составляет 5о% мощности в осенне-зимнем периоде, а коэффициенты мощности не менялись, то поток полной мощности, текущий через трансформатор блока 63 МВт составит:

;

.

Этот поток мощности, как и следовало ожидать, меньше, чем в осенне-зимнем периоде.

Реактивная мощность нагрузки на ГРУ в весенне-летний период:

.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

 

Осенне-зимний период

 

В осеннее-зимний период все агрегаты загружены на 100%. Поэтому мощность, вырабатываемая генераторами будет соответствовать их номинальной мощности.

Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

 

Весенне-летний период

 

Вначале так же, как и в предыдущем пункте, произведём расчёт потоков в блочной части ТЭЦ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

 

Выбор трансформаторов

 

Выбираем трансформаторы блока 63 МВт:

.

В данном случае коэффициент систематической перегрузки  был принят равным единице, поскольку график загрузки трансформаторов одноступенчатый.

Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 1 трансформатор ТДЦ-80000/110.

 

Выбираем трансформаторы связи. В нормальном режиме должно выполняться условие:

.

При отказе одного трансформатора связи должно выполняться условие:

.

При отключении одного генератора на ГРУ должно выполняться условие:

.

Поскольку согласно [23] трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности на РУ 110 кВ и как понижающие при передаче мощности на ГРУ, то в качестве трансформаторов связи необходимо установить трансформаторы с РПН. К установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 трансформатора связи ТРДЦН-125000/110.

 

2.4.3 Третий вариант

Рисунок 2.7 - Вариант 3 структурной схемы ТЭЦ

Осенне-зимний период

 

В осеннее-зимний период все агрегаты загружены на 100%. Поэтому мощность, вырабатываемая генераторами будет соответствовать их номинальной мощности.

Поток полной мощности, текущий через трансформатор блока 63 МВт в осенне-зимний период:

;

.

Рассчитаем потоки мощности в неблочной части ТЭЦ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

;

.

 

Весенне-летний период

 

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

Произведём расчёт потоков мощности при отключении одного генератора, работающего на ГРУ.

Мощность, подтекающая к ГРУ через трансформаторы связи:

.

 

Выбор трансформаторов

 

Выбираем трансформаторы блока 63 МВт:

.

В данном случае коэффициент систематической перегрузки  был принят равным единице, поскольку график загрузки трансформаторов одноступенчатый.

Принимаем к установке по [16], стр. 146-160 2 трансформатора ТДЦ-80000/110.

Выбираем трансформаторы связи. В нормальном режиме должно выполняться условие:

.

При отказе одного трансформатора связи должно выполняться условие:

.

При отключении одного генератора на ГРУ должно выполняться условие:

.

Поскольку согласно [23] трансформаторы связи могут работать как повышающие в режиме выдачи мощности на РУ 110 кВ и как понижающие при передаче мощности на ГРУ, то в качестве трансформаторов связи необходимо установить трансформаторы с РПН. Таким образом, к установке по [16], стр. 146-160 принимаем 2 трансформатора связи ТДН-40000/110.

 

 

Расчёт капиталовложений

 

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где:

 - суммарная расчетная стоимость трансформаторов;

 - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Разброс цен на современное электрооборудование довольно большой, поэтому сколько-либо точно определить капиталовложения будет весьма сложно, если брать за основу цены разных производителей. Поэтому технико-экономическое сравнение будем вести, используя укрупнённые показатели стоимости из [16] на 1982 год. Выключатели также будут выбираться из каталогов на 1982 год, поскольку целью технико-экономического сравнения является не разработка конкурентноспособных на настоящий момент вариантов, а сравнение стоимостных показателей вариантов и выбор наиболее оптимального с точки зрения капиталовложений, годовых издержек и показателей надёжности.

При необходимости получить капиталовложения в ценах, соответствующих нынешнему уровню, нужно капиталовложения, рассчитанные по показателям стоимости на 1981 год, умножить на коэффициент удорожания.

Для перехода к расчетной стоимости трансформатора надо заводскую стоимость умножить на коэффициент a, учитывающий затраты на доставку, строительную часть и монтажные работы от заводской стоимости трансформатора

По [16], стр. 550 определяем коэффициент a для каждого типа трансформатора и умножаем его на заводскую стоимость из [16], стр. 146-161.

Поскольку выбор выключателей можно сделать лишь на основании расчётов токов короткого замыкания, что значительно увеличило бы трудозатраты на этапе технико-экономического сравнения, то в учебном проектировании допускается выбирать выключатели лишь по номинальным параметрам. Учитывая, что стоимость выключателя мало зависит от номинального тока, можем во всех вариантах при выборе выключателей руководствоваться лишь номинальным напряжением установки. Стоимость ячеек выбираем по [16], стр. 583.

Расчёт капиталовложений будем вести только для отличающихся частей вариантов структурной схемы. Так, например, в капиталовложениях не учитываем стоимость генераторов, реакторов и резервного трансформатора для питания собственных нужд, поскольку они одинаковы во всех вариантах схем.

Расчёт капиталовложений представим в виде таблицы:

             Таблица 2.2 - Расчёт капиталовложений

Наименование оборудования

Цена за единицу с учётом коэффициента а, тыс. руб.

Вариант 1

Вариант 2

Вариант 3

Количество, шт. Стоимость, тыс. руб. Количество, шт. Стоимость, тыс. руб. Количество, шт. Стоимость, тыс. руб. ТДЦ-80000/110 113,7·1,5 = 170,55 3 511,65 1 170,55 2 341,1 ТДН-40000/110 88·1,5 = 132 0 0 0 0 2 264 ТДН-63000/110   110·1,5 = 165 2 330 0 0 0 0 ТРДЦН-125000/110   196·1,5 = 294 0 0 2 588 0 0 Ячейка выключателя ВЭБ-110 64,1 5 320,5 3 192,3 5 320,5 Ячейка выключателя 6-10 кВ 17,6 5 88 8 140,8 38 140,8 K, тыс. руб. - - 1250,15 - 1091,65 - 1066,4

 

 

Расчёт ежегодных расходов

 

Годовые издержки производства (годовые эксплуатационные расходы) складываются из трех составляющих:

,

где:

 - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);  - норма амортизационных отчислений за 1 год;

 - издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);  - норма отчислений на обслуживание за 1 год;

 - издержки, обусловленные потерями энергии в варианте проектируемой установки;  - удельные затраты на возмещение потерь, ;  - годовые потери энергии, .

Для силового электротехнического оборудования и РУ согласно [16], стр. 549 установлены следующие нормы отчислений:

при , ;

при , .

 

Амортизационные отчисления для варианта 1:

.

Амортизационные отчисления для варианта 2:

.

Амортизационные отчисления для варианта 3:

.

Определим издержки на обслуживание электроустановки.

В издержках для каждого варианта будут составляющие на обслуживание электрооборудования до 110 кВ.

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 1:

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 2:

Издержки на обслуживание электроустановки для варианта 3:

 

Для определения издержек из-за потерь энергии в установке, вычислим потери в трансформаторах и автотрансформаторах.

 

Так как на стадии проектирования подробные характеристики потребителей обычно отсутствуют, то расчет потерь энергии можно вести приближенно через время максимальных потерь ([16], стр. 546):

,

где:

 - время планового ремонта трансформатора в год (согласно [16], стр. 488. Оно составляет 30 часов для трансформаторов с номинальной мощностью более 80 МВА и 28 часов для трансформаторов с номинальной мощностью 10-80 МВА);

 - время наибольших потерь, определяемое через  по [16], стр. 546.

.

Тогда для одноступенчатого графика .

Рассчитываем годовые потери в трансформаторах для каждого варианта. Максимальные перетоки мощности берутся для нормального режима, так как аварийные и ремонтные режимы относительно кратковременны.

 

Вариант 1

 

Для трансформатора ТДЦ-80000/110:

.

Перетоки мощности через трансформаторы связи не соответствуют графику загрузки генераторов. Поэтому расчёт потерь будем вести по формуле, аналогичной формуле для автотрансформаторов. Тогда для каждого из трансформаторов ТРДН-63000/110:

.

Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 1:

 

 

Вариант 2

Для трансформатора ТДЦ-80000/110:

Для трансформатора ТРДЦН-125000/110:

.

Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 2:

 

Вариант 3

Для трансформатора ТДЦ-80000/110:

Для трансформатора ТДН-40000/110:

.

 

Суммарные годовые потери электроэнергии для варианта 3:

 

Приняв по [17], стр. 79 при  удельные затраты на возмещение потерь электроэнергии для Сибири , определим издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 1:

.

Издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 2:

.

Издержки, обусловленные потерями энергии, для варианта 3:

.

Суммарные издержки для варианта 1:

.

Суммарные издержки для варианта 2:

.

Суммарные издержки для варианта 3:

.

 

Вариант 1

 

Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-80000/110:

.

Вероятность ремонтных режимов трансформатора ТДЦ-125000/110:

.

 

Среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа блока 63 МВт, подключенных к РУ 110 кВ:

.

Определим вероятность ремонтных режимов генераторного выключателя:

.

Тогда среднегодовая потеря генерирующей мощности за счёт отказа выключателя генератора 63 МВт, работающего на ГРУ:

.

При всех вариантах потери генерирующей мощности дефицит мощности на шинах связи с системой не будет превышать величины аварийного резерва в 200 МВт. По этой причине ущерб от изменения частоты равен нулю. Энергоснабжение потребителей промышленного района на РУ 110 кВ и потребителей на ГРУ очень надежно, поскольку во всех аварийных и ремонтных режимах передается достаточное количество электроэнергии. Таким образом, математическим ожиданием недоотпуска электроэнергии местной нагрузке можно пренебречь.

За счёт отказа выключателей возможна потеря цепи в двухцепных линиях. Однако каждая цепь рассчитывается на передачу в послеаварийном режиме мощности, приходящейся на обе цепи в нормальном режиме. Поэтому недоотпуска электроэнергии потребителю не будет. При передаче электроэнергии по одной цепи вместо двух увеличиваются потери мощности и напряжения, однако этими факторами в курсовом проектировании пренебрегают.

 

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 1:

.

 

Вариант 2

 

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 2:

.

Вариант 3

 

Определим суммарный среднегодовой недоотпуск электрической энергии для варианта 3:

.

Приняв по [17], стр. 97 удельный ущерб , определим среднегодовой ущерб. Ущерб будет только от потери генерирующей мощности, так как ущерб потребителям (промышленному району на РУ 110 кВ и алюминиевому заводу на ГРУ) равен нулю, ущерб от изменения частоты также равен нулю, а косвенный ущерб (экологический, социальный и т. п.) в учебном проектировании не учитывается.

Для варианта 1:

.

Для варианта 2:

.

Для варианта 3:

.

 

2.5.4 Определение оптимального варианта структурной схемы ТЭЦ

 

Подсчитаем приведенные затраты для каждого варианта схемы по формуле:

,

где:

К – капиталовложения, тыс. руб.;

И – годовые издержки, тыс. руб./год;

У – годовой ущерб от потери генерирующей мощности и от недоотпуска электроэнергии потребителям, тыс. руб./год;

E _Н – нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, 1/год. Согласно [16] стр. 545 для расчётов в электроэнергетике он равен 0,12.

Оформим результаты определения приведённых затрат в виде таблицы:

 

            Таблица 2.4 - Определение приведённых затрат

	Вариант 1		Вариант 2	Вариант 3
Капитальные затраты К, тыс. руб.	1250,15		1091,65	1066,4
Ущерб У, тыс. руб./год	26,25		12,87	19,65
Годовые издержки И, тыс. руб./год	179,78		135,15	142,55
Приведенные затраты З, тыс. руб./год	356,05		279,02	290,17

 

Определим разницу в величине приведённых затрат:

.

Таким образом, разница в приведённых затратах между вариантами составляет менее 5%.

Следовательно, выбор структурных схем должен производиться не на основании стоимостных показателей. В схеме №2 схема ГРУ симметричная за счет 4 генераторов подключенных к шинам 10 кВ ГРУ и трансформаторы связи имеют расщепление обмотки НН, что способствует снижению токов короткого замыкания. Поэтому к дальнейшему рассмотрению принимаем Вариант №2 как наиболее приемлемый.

Рисунок 2.8 - Выбранный вариант структурной схемы ТЭЦ

 

Выбор схемы ГРУ 10 кВ

Рисунок 2.9 - Одинарная система сборных шин с попарным секционированием

 

Произведём выбор секционных реакторов для ограничения токов короткого замыкания в зоне сборных шин, присоединений генераторов и автотрансформаторов. В общем случае установка секционных реакторов должна обосновываться после технико-экономического сравнения вариантов главных схем без реакторов и с реакторами. Однако в курсовом проектировании такой задачи не ставится. Принимается, что на ГРУ необходима установка секционных реакторов. Согласно [5], стр. 165 для секционных реакторов обычно принимают , а сопротивление по [23], стр. 148 выбирают максимально возможным из указанных в каталоге для намеченного типа реактора. Задав сопротивление реактора, рассчитывают ток КЗ на шинах установки. Если ток окажется больше ожидаемого, следует изменить сопротивление реактора и повторить расчёт.

Номинальный ток генератора ТЗФГ-63-2М по [11] равен 4335 А. Тогда примем:

.

По [16], стр. 338-354 наибольший номинальный ток серийно выпускаемых одинарных реакторов при их естественном охлаждении составляет 4000 А, что меньше необходимого. По этой причине для установки применяем реакторы РБДГ 10-4000-0,105У3 с принудительным воздушным охлаждением на напряжение 10 кВ с индуктивным сопротивлением 0,105 Ом, имеющего при естественном охлаждении номинальный ток 4000 А. Обдувка реакторов воздухом с помощью вентиляторов позволит увеличить значение номинального тока до необходимого.

Проверяем выбранный реактор на потерю напряжения в нормальном режиме:

.

Потеря напряжения меньше 5%, следовательно, выбранный реактор пригоден к установке.

 

Выбор схемы РУ 110 кВ

Рисунок 2.10 - Двойная система сборных шин с обходной

Рисунок 2.11 - Одинарная секционированная система сборных шин с обходной с двумя последовательно включенными секционными выключателями.

 

Определим частоту отказов выключателей 110 кВ. Согласно [1, стр.489, табл. 8.9], элегазовый выключатель на 110 кВ обладает следующими параметрами:

Элемент	. 1/год	TВ, ч/1	, 1/год	TР, ч/1
Выключатель элегазовый 110 кВ	0.02	20	0.2	45

 

2. Составим горизонтальный ряд ремонтных режимов выключателей и определим вероятность ремонтного режима по формуле:

3. Время простоя блока:

       ,

где

 - среднее время восстановления отказавшего -ого выключателя;

 - средняя длительность планового ремонта -ого выключателя.

Время оперативных переключений:

(в таблицах обозначено как  - время всех операций),

 - время оперативных переключений;

 - время пуска энергоблока из горячего состояния для ТЭС.

Для двойной системы сборных шин с обходной (рис.2.10, таблица 2.5)

 

Расчет ущерба

 

Составляем вертикальный ряд учитываемых элементов таблицы расчетных связей, рассматривая только отказы выключателей и определяем вероятность нормальных режимов:

       .

Примечание: В таблице учитываем только потери генерирующей мощности. При отказе одной или двух линий мощность будет передаваться по линиям, оставшимся в работе. Возрастут потери, но ущерб, связанный с ними, в учебной практике можно не рассматривать.

Потери генерируемой мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потери генерируемой мощности в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима: 

 

Так же рассчитаем ущерб от потери генерируемой мощности, при которой возникает дефицит мощности в системе, т.е. когда величина предусмотренного системой резерва мощности (в нашем случае 200МВт) меньше мощности, теряемой на станции вследствие аварийных режимов. В этом случае в системе произойдет отключение действиями автоматической частотной разгрузки (АЧР) группы потребителей для предотвращения снижения частоты. То есть ущерб, вызванный снижением частоты рассматривать не будем. Будет иметь место ущерб потребителю, который мы определим как ущерб для системы от потери дефицитной мощности. Для рассматриваемой схемы дефицит мощности в системе возникает при сбросах мощности, равных 315 МВт. Такие сбросы имеют место при аварийных ситуациях во время ремонтного режима на время оперативных переключений, после которого дефицит в системе исчезает. Рассчитаем величину дефицитной мощности для каждого случая:

 

Потери дефицитной мощности в системе в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима:

 

Суммарный ущерб системе:

,

где  - удельный ущерб по [2], стр.97.

 

Капитальные издержки

 

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

,

где

 - суммарная расчетная стоимость шин;

 - суммарная расчетная стоимость ячеек выключателей.

Однако стоимость системы сборных шин можно не учитывать, так как в обоих вариантах (Рис.7.2. и Рис.7.3.) они одинаковы. Это более точно покажет разницу в капитальных затратах.

Тогда по Таблице 6.1.:

Расчет годовых издержек

Годовые издержки:

,

где

 - амортизационные отчисления (отчисления на реновацию и капитальный ремонт);

 - норма амортизационных отчислений за 1 год;

 - издержки на обслуживание электроустановки (на текущий ремонт и зарплату персонала);

При , .

Таблица 2.5 - Таблица расчётных связей для варианта 1 схемы ОРУ 110 кВ

 

Для одинарной секционированной системы сборных шин с обходной с двумя последовательно включенными секционными выключателями.

 (рис.2.11, таблица 2.6).

 

Расчет ущерба

 

Составляем вертикальный ряд учитываемых элементов таблицы расчетных связей, рассматривая только отказы выключателей и определяем вероятность нормальных режимов:

       .

Примечание: В таблице учитываем только потери генерирующей мощности. При отказе одной или двух линий мощность будет передаваться по линиям, оставшимся в работе. Возрастут потери, но ущерб, связанный с ними, в учебной практике можно не рассматривать.

Потери генерируемой мощности в год из-за отказов выключателей во время нормального режима:

Потери генерируемой мощности в год из-за аварийных ситуаций во время ремонтного режима: 

 

    Суммарный ущерб системе:

,

где  - удельный ущерб по [2], стр.97.

 

Капитальные издержки

 

Капиталовложения складываются из двух составляющих:

((__lxGc__=window.__lxGc__||{'s':{},'b':0})['s']['_228268']=__lxGc__['s']['_228268']||{'b':{}})['b']['_697691']={'i':__lxGc__.b++};