применение современной полупроводниковой базы

0,2

0,08

0,06

70

0,01955

f₁₁₄

обеспечение высокой перегрузочной способности

0,1

0,04

0,1

317

0,08855

f₁₂₁

возможность широкого регулирования напряжения

0,3

0,12

0,21

33

0,00922

f₁₂₂

глубокая автоматизация процесса регулирования

0,3

0,12

0,15

68

0,01899

f₁₂₃

обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу

0,1

0,04

0,07

36

0,01006

f₁₂₄

обеспечение быстрого вывода генератора из работы

0,3

0,12

0,21

36

0,01006

f₁₃₁

использование блочной системы

0,4

0,04

0,4

66

0,01844

f₁₃₂

легкость настройки и ввода в эксплуатацию

0,2

0,02

0,2

24

0,00670

f₁₃₃

легкость монтажа

0,2

0,02

0,06

74

0,02067

f₁₃₄

простота контроля параметров

0,2

0,02

0,12

36

0,01006

f₁₄₁

ограничение доступа к системе

0,2

0,02

0,14

29

0,00810

f₁₄₂

применение негорючих материалов

0,5

0,05

0,3

27

0,00754

f₁₄₃

использование пожарозащиты

0,3

0,03

0,15

25

0,00698

f₁₁₁₁

резервирования каналов управления

0,5

0,08

0,24

27

0,00754

f₁₁₁₂

резервирование силовой части

0,5

0,08

0,06

520

0,14525

3580

1

Рисунок 7.3 Функционально - стоимостная диаграмма базового варианта

Рисунок 7.4 Диаграмма качества исполнения функций базового варианта

7.4 Функционально - стоимостной анализ проектируемого варианта

Таблица 7.3 Расчет затрат для проектируемого варианта

Индекс функции	r	P	Q	Sизг	Sэкспл	Sтрудоемк	Sэнерг	Sпроч	Sабс	Sотн
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
f11	0,4	0,9	0,36	470	10	10	1	1	492	0,297281
f12	0,4	1	0,4	50	10	12	1	1	74	0,044713
f13	0,1	1	0,1	30	10	15	1	1	57	0,034441
f14	0,1	0,6	0,06	20	10	16	1	1	48	0,029003
f111	0,4	1	0,4	140	10	4	1	1	156	0,09426
f112	0,3	1	0,3	200	10	3	1	1	215	0,129909
f113	0,2	0,9	0,18	10	10	8	1	1	30	0,018127
f114	0,1	0,8	0,08	120	10	5	1	1	137	0,082779
f121	0,3	0,7	0,21	10	10	1	1	1	23	0,013897
f122	0,3	0,9	0,27	30	10	6	1	1	48	0,029003
f123	0,1	0,8	0,08	5	10	4	1	1	21	0,012689
f124	0,3	1	0,3	5	10	4	1	1	21	0,012689
f131	0,4	1	0,4	10	10	4	1	1	26	0,01571
f132	0,2	1	0,2	5	10	2	1	1	19	0,01148
f133	0,2	1	0,2	10	10	2	1	1	24	0,014502
f134	0,2	0,9	0,18	5	10	14	1	1	31	0,018731
f141	0,2	0,7	0,14	5	10	7	1	1	24	0,014502
f142	0,5	1	0,5	5	10	5	1	1	22	0,013293
f143	0,3	0,9	0,27	5	10	3	1	1	20	0,012085
f1111	0,5	1	0,5	10	10	5	1	1	27	0,016314
f1112	0,5	0,7	0,35	120	10	8	1	1	140	0,084592
			5,48						1655	1

Таблица 7.4 Функционально - стоимостная модель для проектируемого варианта

Индекс функции	Наименование функции	Значимость функции , r	Относительная важность функции , R	Качество исполнения функции , Q	Абсолютная стоимость реализации функции , Sабс	Относительная стоимость реализации функции , Sотн
1	2	3	4	5	6	7
f11	обеспечить надежность возбуждения	0,4	0,4	0,36	492	0,29728
f12	обеспечить управляемость возбуждения	0,4	0,4	0,4	74	0,04471
f13	обеспечить простоту в обслуживании и ремонте системы возбуждения	0,1	0,1	0,1	57	0,03444
f14	обеспечение безопасности в работе	0,1	0,1	0,06	48	0,02900
f111	применение резервирования систем	0,4	0,16	0,4	156	0,09426
f112	быстродействующая система	0,3	0,12	0,3	215	0,12991
f113	применение современной полупроводниковой базы	0,2	0,08	0,18	30	0,01813
f114	обеспечение высокой перегрузочной способности	0,1	0,04	0,08	137	0,08278
f121	возможность широкого регулирования напряжения	0,3	0,12	0,21	23	0,01390
f122	глубокая автоматизация процесса регулирования	0,3	0,12	0,27	48	0,02900
f123	обеспечение возбуждения при вводе генератора в работу	0,1	0,04	0,08	21	0,01269
f124	обеспечение быстрого вывода генератора из работы	0,3	0,12	0,3	21	0,01269
f131	использование блочной системы	0,4	0,04	0,4	26	0,01571
f132	легкость настройки и ввода в эксплуатацию	0,2	0,02	0,2	19	0,01148
f133	легкость монтажа	0,2	0,02	0,2	24	0,01450
f134	простота контроля параметров	0,2	0,02	0,18	31	0,01873
f141	ограничение доступа к системе	0,2	0,02	0,14	24	0,01450
f142	применение негорючих материалов	0,5	0,05	0,5	22	0,01329
f143	использование пожарозащиты	0,3	0,03	0,27	20	0,01209
f1111	резервирования каналов управления	0,3	0,048	0,3	27	0,01631
f1112	резервирование силовой части	0,3	0,048	0,21	140	0,08459
					1685	1

Рисунок 7.5 Функционально - стоимостная диаграмма проектируемого варианта



Рисунок 7.6 Диаграмма качества исполнения функций проектируемого варианта

7.5 Технико-экономическое обоснование надежности

Надежность является важнейшим свойством электроснабжения в силу особенностей процесса производства и распределения энергии. Отсутствие возможностей создания запасов электроэнергии, быстротечность протекающих процессов, высокая зависимость народного хозяйства от своевременной подачи электроэнергии могут привести к значительному экономическому ущербу при нарушении надежности электроснабжения.

Для обеспечения надежности энергоснабжения используются такие методы, как повышение надежности элементов системы, недогрузка работающего оборудования, дублирование элементов, резервирование систем. Каждый из этих путей требует дополнительных затрат в систему электроснабжения и позволяет снизить ущерб, возникающий при нарушении надежности электроснабжения. Соизмерение затрат и результатов дает ответ о целесообразных методах и уровне обеспечиваемой надежности.

(7.5)

где - повышение приведенных затрат в обеспечение надежности; , - повышение соответственно единовременных и ежегодных расходов, определяемых уровнем надежности R; - коэффициент эффективности дополнительных капиталовложений; - математическое ожидание снижения ущерба при надежности R.

При дублировании элементов или резервировании систем вероятность отказа технической системы вычисляют по формуле

, (7.6)

где - вероятность отказа iго элемента или системы.

При одинаковых элементах расчетная формула имеет вид

, (7.7)

где n - число резервных элементов (систем), подключенных параллельно.

В системах с последовательно соединенными элементами надежность вычисляется по формуле

,

где j - номер последовательно включенного элемента (системы).

Ущерб в системах электроснабжения может быть сложной функцией времени, глубины и характера повреждения, свойств потребителей электроэнергии. Упрощенный расчет ущерба выполняют по зависимости

, (7.8)

где - средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт*ч электроэнергии; - математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.

, (6.9)

где - соответственно максимальная (расчетная) нагрузка потребителя и возможный резерв мощности из другого (резервного) источника энергии; - число часов использования максимальной нагрузки.

Ненадежность отдельных элементов системы электроснабжения можно приближенно оценить по формуле:

, (7.10)

где - среднее число отказов элементов; - среднее время восстановления оборудования после отказа.

Капиталовложения, связанные с дублированием или резервированием, определяют по такой зависимости:

, (7.11)

где - капиталовложения в один элемент (систему); - число дублирующих (резервирующих) элементов или систем. Показатель можно рассчитать по формулам, для оценки стоимости основных фондов элементов энергетики.

Ежегодные затраты, обусловленные обеспечением определенного уровня надежности путем резервирования или дублирования, можно рассчитать по формуле

, (7.12)

где - амортизационные отчисления по системе с учетом резервных элементов; - ежегодные затраты на ремонт и обслуживание системы; - стоимость потерь электроэнергии в системе электроснабжения.

, (7.13)

где - удельные замыкающие затраты на компенсацию потерь электроэнергии; - потери электроэнергии в системе электроснабжения с учетом резервных элементов.

Приблизительный уровень ненадежности системы возбуждения при

=2 и =25 по формуле (6.10):

Q=2·25/8760=0,0057.

Оценим приближённо недоотпущенную мощность потребителям при аварии. При аварии в системе резервного возбуждения происходит отключение блока и ввод резервного генератора. Это время составляет до 0.5 часа и необходимо для того, что бы собрать схему резервного питания. Недоотпуск электроэнергии определим по выражению:

, где - мощность блока;

- время простоя;

Таблица 7.5 Капитальные вложения в систему

Наименование	Кол-во , штук	Тип	Цена, тыс. руб.
Тиристорный преобразователь	2		360,0
Преобразовательный трансформатор	1	ТСЗП-2500/15	580,0
АВР	1	АРВ-СДП1	140,0
Соединительный кабель	1		100,0
Выключатель	1	ВБЭ-10-31,5/2500	250
Итого:	1430

МВт.

Математическое ожидание недоотпуска электроэнергии при нарушении надежности электроснабжения.

кВт*ч.

Средняя величина ущерба по группе потребителей при недоотпуске 1 кВт·ч электроэнергии =2,3 рубля, тогда ущерб приблизительно будет равен :

рублей.

Превышение единовременных расходов (из таблицы 7.5)

=575 тысяч рублей.

По формуле (6.5) делаем оценку целесообразности модернизации:



Повышения ежегодных расходов не требуется, так как тиристорная система возбуждения гораздо менее прихотлива в работе, чем существующая электромашинная. Тогда, соизмеряя затраты и результат от модернизации, можно сделать вывод о целесообразности замены существующей системы резервного возбуждения на тиристорную.

7.6 Экономический эффект при модернизации системы

Для повышения надежности предлагается заменить существующую электромашинную систему резервного возбуждения на статическую тиристорную, обладающую множеством преимуществ: более высокая надежность, простота в обслуживании и монтаже, повышенная безопасность для персонала.

Расчет проведем по приведенным затратам для одного и другого типа. Расчет проведем в ценах одного года, так как целью расчета является сравнение, а пропорции приблизительно останутся такими же, то следовательно, можно на него опираться при выборе.

Приведенные затраты находим по формуле

З=К+И, (7.14)

где = 0,25 - нормативный коэффициент;

К - капиталовложения;

И - издержки.

Для электромашинной системы капиталовложения определяем по формуле

К = Ц + 0,12Ц + 0,03Ц ;

К₁ = 1350000+162000+40500=1552500 р.

При определении издержек учитываем необходимую заработную плату рабочим обслуживающим систему возбуждения, и стоимость материалов.

И₁=(З₁+З₂)12+И_М +И_П;

И₁ =(7000+5900)12+56025+45000=255825 рублей,

где З₁ =7000 р. - заработная плата одного рабочего;

З₂=5900 р. - заработная плата второго рабочего;

И_М = С_М m_М n ;

И_М = 4157,518=56025 р,

где С_М =415 р/кг - стоимость масла, основная составляющая стоимости материалов, необходимых для ремонта;

m_М =7,5 кг - масса масла в возбудителе;

n =18 - количество ремонтов

И_П=2•С_П•n,

И_П=2•1250•18=45000,

где С_П =1250 р - стоимость подшипников качения возбудителя

Тогда приведенные затраты находим по формуле (7.14)

З₁=0,251552500+255825=643950 р.

Аналогично рассчитаем капитальные затраты для тиристорной системы возбуждения по формуле (4.1):

З₂ =0,251380000+84000=429000 р.

Для тиристорной системы возбуждения капиталовложения, включая демонтаж и монтаж, определяем по формуле

К=Ц + 0,12Ц + 0,03Ц+ С_Д;

К₂= 1430000+171600+42900+108000=1752500 р,

где С_Д = 0,08Ц₁ - стоимость демонтажа.

Так как тиристорная система возбуждения является статической, то замены масла и подшипников не требуется и необходимо проводить только осмотры, то на их обслуживание достаточно выделить меньшее число человеко-часов.

И=З₁12+И_М ;

И₂ =700012=84000 р,

где З₁ =7000 р. - заработная плата рабочего 3 разряда;

Из этих рассчетов видно, что тиристорная система возбуждения превосходит по всем показателям существующую высокочастотную.

Разница ежегодных издержек базового и проектируемого варианта и составит ежегодный эффект от модернизации системы.

?И=И₁-И2,

?И=255825-84000=171825 р.

Шаг расчета принимаем 1 год, инвестирование осуществляется за счет собственных средств, капитал вносится единовременно.

Результаты расчета представлены в таблице 7.6.

Из расчетов видно, что чистый дисконтированный доход за 12 лет составит 203767,4 р. Срок окупаемости проекта - 11 лет.

Рисунок 7.7 Окупаемость проекта по годам

7.7 Вывод

В результате исследования функций системы резервного возбуждения с помощью финансово-стоимостного анализа были выявлены избыточные затраты на функции и низкое качество их исполнения у базового варианта. При установке тиристорной системы резервного возбуждения существенно уменьшается расход на обслуживание системы, исключаются затраты на замену масла и подшипников, что и составляет значительную часть эффекта от модернизации. Кроме того повышается надежность системы за счет повышенной ремонтопригодности и исключения вращающихся частей.

Перевод системы резервного возбуждения с электромашинного на тиристорную считаю целесообразным как экономически, так и технически и содержание данного дипломного проекта может найти свое отражение на практике.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассматривался вопрос о модернизации системы резервного возбуждения генераторов третьей очереди Курганской ТЭЦ. Была произведена замена морально и физически устаревшей электромашинной системы резервного возбуждения на статическую тиристорную.

Был произведен выбор оборудования, необходимого для замены системы резервного возбуждения. Были рассчитаны токи короткого замыкания преобразовательного трансформатора и по ним выбраны уставки защит МТЗ и ТО. Были рассчитаны защиты тиристорного возбудителя: защита от потери возбуждения; защита ротора от перегрузки двойным током форсировки; защита ротора от длительной двукратной форсировки; защита статора от повышения; расчет тиристорного возбудителя от пониженной частоты напряжения. Была выбрана защита от дуговых перекрытий в тиристорном преобразователе.

В экологическом разделе дипломного проекта были проанализированы потенциальные опасности для персонала, была спроектирована система кондиционирования воздуха.

Целесообразность проекта потвердил эконимеский анализ проекта. В экономической части были определены капитальные затраты на модернизацию и срок окупаемости проекта, который составляет 11 лет.

В целом, при модернизации системы происходит повышение надежности системы, увеличивается быстродействие, уменьшается трудоемкость в обслуживании. Данная тема является достаточно актуальной и некоторые рассмотренные вопросы могут иметь практическое применение.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Рожкова Л.Д., Козулин В.С. Электрооборудование станций и подстанций. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 648 с.

2. Методические указания по наладке тиристорной системы самовозбуждения серии СТС для турбо- и гидрогенераторов. - М.: СПО ОРГРЭС, 1992.

3. Отчёт о научно-исследовательской работе по теме: Т01.6110 “Исследование и разработка унифицированных высокоэффективных статических систем возбуждения турбогенераторов и гидрогенераторов”. Ленинград, 1977 г. - 447с.

4. Андреев В.А. Релейная защита и автоматика систем электроснабжения: - 3-е изд., - М.: Высшая школа., 1991. - 496 с.

5. Справочник по проектированию электроснабжения, под редакцией Ю.Г. Барыбина и др. - М.: Энергоатомиздат, 1990. - 576с.

6. ТУ 16-522.107.74

7. Чаки Ф., Герман И. Ипшич И., и др. Силовая электроника: Примеры и расчёты. Пер. с англ. - М.: Энергоиздат, 1982. -384 с.

8. Беркович Е. И., Ковалёв В. Н., Ковалёв Ф. И. и др. Полупроводниковые выпрямители. - М.: Энергия, 1978. - 448 с.

9. Костелянец В. С., Элиасберг Г. Б. Расчёт цепей ограничения коммутационных перенапряжений в тиристорных преобразователях с естественной коммутацией // ЭТП. Преобразовательная техника. 1983. вып. 9(155), с. 3-5

10. Анализ коммутационных перенапряжений в преобразователях системы возбуждения турбогенератора блока №1 ЧТЭЦ-3. Раздел 2. Отчет по НИР по теме: №99197, 2000 г.

11. О. Г. Чебовский, А. А. Сафонов, Л. А. Братушева. Тиристоры триодные, не проводящие в обратном направлении, типа Т353-800. 05.11.10-86. -М.; Информэлектро, 1986. -12 с.

12. О. А. Кузнецов, Я. И. Стиоп. Полупроводниковые выпрямители. М.-Л., Энергия, 1966. -272 с.

13. Правила устройства электроустановок.- М.: Энергоатомиздат, 1985. - 640 с.

14. Правила технической эксплуатации электроустановок потребителей и Правила техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей. - М.: Энергоатомиздат, 1986. - 424 с.

15. Средства защиты в машиностроении. Расчет и проектирование: Справочник /Под ред. С.В.Белова - М.: Машиностроение, 1989. - 368с.

16. Рысин С.А., Вентялиционные установки машиностроительных заводов (справочник), Машгиз, 1964.

17. Путин В. А., Сидоров А. И. Охрана труда: Учебное пособие, часть IV. - ЧПИ, 1985.

18. ГОСТ 12.1.009-76 (1999) ССБТ. Электробезопасность. Термины и определения

19. ГОСТ 12.1.019-79 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты

20. ГОСТ 12.1.030-81 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление. Зануление

21. ГОСТ 12.1.038-82 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые значения напряжений прикосновения и токов

22. ГОСТ 12.1.051-90 (2001) ССБТ. Электробезопасность. Расстояния безопасности в охранной зоне линий электропередачи напряжением свыше 1000 В

23. ГОСТ 12.2.007.2-75 (2001) ССБТ. Трансформаторы силовые и реакторы электрические. Требования безопасности

24. ГОСТ 12.3.032-84 (2001) ССБТ. Работы электромонтажные. Общие требования безопасности

25. ГОСТ 12.4.154-85 ССБТ. Устройства экранирующие для защиты от электрических полей промышленной частоты. Общие технические требования, основные параметры и размеры

26. ГОСТ 12.4.155-85 ССБТ. Устройства защитного отключения. Классификация. Общие технические требования

27. НПБ 243-97 (с изм. 1 2001) Устройства защитного отключения. Требования пожарной безопасности. Методы испытаний

28. ППБ 01-93 (1998, с изм. 1999) Правила пожарной безопасности в Российской Федерации

29. Правила пожарной безопасности для энергетических предприятий. - М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2002.- 64с.

30. ГОСТ Р 12.0.006-2002 ССБТ. Общие требования к управлению охраной труда в организации

31.Мокин Б.И., Выговский Ю.Ф. Автоматические регуляторы в электриче-ских сетях. - Киев: Техника, 1985. - 103 с.

32.Федосеев A.M. Релейная защита электроэнергетических систем: Релейная защита сетей. - М.: Энергоатомиздат, 1984. - 520 с.

33.Чернобровов Н.Б. Релейная защита. - М.: Энергия, 1980. - 520 с.

Размещено на Allbest.ru