Надежности энергоснабжения

Влияние надежности элементов ТС, например, на технологические показатели эффективности проявляется в том, что последствия отказов сказываются на состоянии ТП ( 2.3).

2.3. Влияние надежности элементов технологических систем на их показатели эффективности

К недостаткам метода следует отнести: 1) снижение надежности аппаратуры, так как надежность регулировочных элементов значительно ниже надежности элементов с постоянными параметрами ввиду наличия токосъемника, необходимости фиксации положения, трудности влагозащиты и т. д.; 2) усложнение ТП регулировочными операциями, повышение затрат на изготовление изделий.

Отказы элементов в ремонтном состоянии электроустановки могут приводить к наиболее тяжелым последствиям, поэтому кроме показателей надежности элементов необходимо оценивать и показатели их плановых ремонтов. Такими показателями являются частота плановых (капитальных, текущих) ремонтов, остановов и преднамеренных отключений элементов ц, 1/год, и средняя продолжительность планового ремонта Гр, ч.

Показатели надежности элементов электроустановок определяются в реальных условиях эксплуатации ретроспективными методами. Суть данных методов состоит в сборе и обработке статистических данных работы действующих элементов. В общем случае при эксплуатации элементов могут изменяться загрузка, условия и режимы их работы. Для учета влияния этих факторов применяются методы регрессионного и дисперсионного анализа [15].

4. Расчет ущерба от ненадежности элементов схемы выдачи мощности. Табличные показатели надежности элементов приведены в [5, 32, 60]. Результаты расчета показателей надежности схемы выдачи мощности ТЭЦ указаны в табл. 2.4.

Исходные данные. КЭС работает в базовой части графика нагрузки энергосистемы. Для генераторов КЭС задано: />,.ном = 320 МВт, P,mi,, = 250 МВт, Т, „,=7270 ч, со5ф,,ном = 0,85. Для с. н. блока Рс.ит„*= 18 МВт, P«..Hmin=15 МВт, Т с Нтох = 7270 ч, cosфс „ = 0,85. С шин РУ 220 кВ питается местный промышленный район: Рнг,„„=180МВт, />„,„„„ = 90 МВт, Гшт„ = 7179ч, cos
Результаты расчета показателей надежности схемы РУ электростанции оформляются в виде таблицы. В вертикальный ряд таблицы помещают г'-е учитываемые элементы с их расчетными параметрами потока отказов (ю(). В [5, 32, 60] приведены табличные показатели надежности элементов схем РУ. Расчетные показатели надежности в отличие от табличных определяются для конкретной схемы РУ.

Решение. Для сокращения объема вычислений выбор схемы РУ производится путем сравнения только двух вариантов: полуторной схемы ( 2.37) и усовершенствованной схемы РУ с двумя рабочими и обходной системами сборных тин ( 2.38). Табличные показатели надежности элементов схемы АЭС приведены в [5, 32, 60]. Расчет выполняется по вариантам.

Первый вариант. 1. Определение расчетных показателей надежности элементов электрической схемы АЭС ( 2.37). Параметр потока отказов линии по (1.2) ил = 0,3-230/100 = 0,69 1/год. Системы сборных шин IB (2B) (см. §1.5): шсш = 0,013-3 = 0,039 1/год; цсш = 0,166-3 = 0,5 1/год; Тр сш = 3 • 3 = 9 ч.

60. Указания по применению показателей надежности элементов энергосистем и работы энергоблоков с паротурбинными установками. М.: СПО Союзтехэнерго, 1985.

ко для обеспечения надежности энергоснабжения. Тепловая энергия производилась на ГРЭС в небольшом количестве для собственных нужд электростанции и для теплоснабжения близлежащих населенных пунктов. Такие электростанции являлись основными производителями электроэнергии в составе ЕЭС СССР.

Общая энергетическая мощность работающих турбоагрегатов электростанций составляет рабочую мощность N .. Она может быть равна или больше максимальной электрической нагр/зки в соответствии с графиком потребления для наиболее холодного месяца в году. Рабочая мощность ТЭЦ и АТЭЦ выбирается с учетом максимальной нагрузки отборов турбин и покрытия части тепловэй нагрузки от пиковых водогрейных котлов. В связи с этим рабочая мощность ТЭЦ и АТЭЦ по отпуску теплоты всегда ниже максимальной тепловой нагрузки, соответствующей графику потребления. Но!линальная мощность электростанции может быть равна или выше ра(ючей мощности. В последнем случае появляется скрытый или вращающийся резерв мощности N j. Этот резерв мощности используется при аварийном отключении или частичной разгрузке отдельных агрегатов. Для обеспечения надежности энергоснабжения потребителей з энергосистеме или на электростанции предусматриваются дополнительные резервные агрегаты, мощность которых используется для замены останавливаемых при авариях агрегатов. Этот вид резерва носит название явного (N 2). Суммарный аварийный резерв мощности./V образуется из скрытого и явного резервов, а сумма аварийно-резервной и рабочей мощности электростанций образует ее располагаемую мощность N .

надежности энергоснабжения с

Для повышения надежности энергоснабжения предусматривается питание потребителей от двух независимых сетей и автоматически включаемого резервного источи жа электроэнергии. Различают «горячий» и «холодны?» резервные источники. «Горячий» резервный источи IK обеспечи?!ает немедленное аварийное

Так как во всех этих случаях причины нарушения питания потребителей носят случайный характер, то математической основой оценки надежности энергоснабжения должна являться теория вероятностей и тогда определение уровня надежности по (11.6) носит достаточно условный характер. Надежность может быть количественно оценена, если известны вероятностные характеристики случайных событий, влекущие за собой неудовлетворение спроса потребителей.

что позволило без ущерба для надежности энергоснабжения сооружать электростанции мощностью 1 200—2 400 Мет вместо электростанций мощностью 400—600 Мет, которые сооружались в основном до 1955 г.

Реализацию энергетической программы СССР, обеспечивающую ускорение темпов электрификации страны, намечается осуществить в два этапа: первый — до 1990 г., второй — до 2000 г. Для каждого этапа установлены конкретные задачи по совершенствованию структуры энергопотребления, экономии топлива и энергии, развитию топливно-энергетического комплекса, внедрению новой техники и технологии, повышению надежности энергоснабжения.

С созданием крупных энергосистем обеспечивается достижение целого ряда технико-экономических преимуществ, особенно при объединении различных электростанций и потребителей их энергии. Так, объединение разнородных потребителей приводит к уплотнению графика электрических нагрузок. Объединение гидравлических станций с тепловыми позволяет выравнивать суточный график загрузки паротурбинных энергоблоков и осуществлять ремонт тепломеханического оборудования в период большой приточности воды. Укрупнение энергосистем способствует повышению надежности энергоснабжения, снижению общих затрат на резервирование и увеличению единичных мощностей энергоблоков и в результате обеспечивает снижение удельных затрат на производство энергии.

Одним из условий приведения сравниваемых вариантов к ранному энергетическому эффекту является обеспечение и неизменность надежности энергоснабжения. Постоянство этого показателя должно выдерживаться за счет изменения мощности аварийного и ремонтного резервов и величины выработки энергии на резервных установках в системе. Выработка энергии резервными установками определяется конфигурацией графика нагрузки, коэффициентом готовности блоков к несению нагрузки kr, режимными особенностями их использования. Агрегаты, работающие с пониженными нагрузками, могут в известной мере компенсировать аварийный не-доотт/ск энергии.

где Дгиэ — топливная (ИЭ) составляющая в расчете на единицу вырабатываемой энергии за год (годовой производительности оборудования); Агрем — удельная экономия затрат на ремонт в связи с повышением надежности работы нового оборудования; Az3.n — экономия на составляющей себестоимости по заработной плате, которая будет иметь место, если при переходе к новому оборудованию повышается производительность труда; Azn0Tp — экономия, достигаемая у потребителей в связи с повышением качества энергии и надежности энергоснабжения в расчете на единицу производимой продукции; Aznp — экономия на прочих условно-постоянных составляющих себестоимости в связи с увеличением мощности и выработки (производительности), сокращением объемов плановых и аварийных ремонтов в разрезе года; A%on — дополнительные удельные затраты, в том числе на амортизацию и вспомогательные материалы; ^нов — годовая выработка энергии на оборудовании нового типа (производительность нового механизма).

Вторая часть (гл. 5—8) посвящена анализу вопросов развития специализированных систем энергетики на примере наиболее сложных и комплексных систем — Единой электроэнергетической системы, систем теплоснабжения и нефтегазового комплекса — с позиций как экономичности, так и надежности. Сформулированы долгосрочные направления и проблемы формирования Единой электроэнергетической системы и систем теплоснабжения. Обобщены некоторые результаты исследований по развитию нефтегазового комплекса страны, а также по планированию развития электроэнергетических систем и систем магистральных нефте- и газопроводов с учетом надежности энергоснабжения потребителей.