МИНИСТЕРСТВО СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА СССР

ВСЕСОЮЗНАЯ ОРДЕНА ЛЕНИНА АКАДЕМИЯ СЕЛЬСКОХОЗЯЙСТВЕННЫХ НАУК имени В. И. ЛЕНИНА

ВСЕСОЮЗНЫЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ИНСТИТУТ ЭЛЕКТРИФИКАЦИИ СЕЛЬСКОГО ХОЗЯЙСТВА

УТВЕРЖДАЮ

Заместитель министра сельского хозяйства СССР

Н. А. СТОЛБУШКИН

12 июля 1979 г.

МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

ПО ВЫБОРУ РЕЗЕРВНЫХ ЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ЖИВОТНОВОДЧЕСКИХ ФЕРМ И КОМПЛЕКСОВ МОЛОЧНОГО НАПРАВЛЕНИЯ

Москва 1980

УДК 631.371 :621,311.4

Методические рекомендации по выбору резервных электростанций животноводческих ферм и комплексов молочного направления. М., ВИЭСХ, 1980.

Предусмотрен выбор резервных электростанций для повышения надежности электроснабжения вновь строящихся и существующих животноводческих ферм и комплексов молочного направления с типовой и индивидуальной технологией производства.

Рекомендации могут быть использованы при проектировании и эксплуатации резервного электроснабжения животноводческих ферм и комп-лесов.

Составлены с учетом неопределенного характера информации о пере*> рывах электроснабжения. Разработан комплекс алгоритмов и программ для ЭВМ» позволяющий автоматизировать процесс выбора мощности резервных электростанций. Тексты программ на алгоритмическом языке ФОРТРАН-4 для ЭВМ типа ЕС хранятся в Государственном и Отраслевом фондах алгоритмов и программ, а также вычислительном центре Всесоюзного научно-исследовательского института электрификации сельского хозяйства.

Методические рекомендации разработаны сотрудниками Московского-института инженеров сельскохозяйственного производства им. В. П, Горячкина (МИИСПа) проф. М. С. Левиным и Всесоюзного научно-исследовательского института электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХа) канд* техн. наук А, Е. Мурадяном и Г. Л. Эбиной.

© Всесоюзный научно-исследовательский институт электрификации сельского хозяйства (ВИЭСХ), 1980

питается от подстанции 110/10 кВ по линии 10 кВ длиной /•<25 км, на ТП 10/0,38 кВ установлен только один трансформатор.

Рис. 3. Схема электроснабжения 2. а — и/ст 110/10 кВ; б — ТП 10/0,38 кВ комплекса (фермы)

Пределы изменения ущерба при отсутствии резервного источника можно найти по методике [9], согласно которой У₀ складывается из двух составляющих

У₀ = У' + У",    (12)

где У' и У" — годовой ущерб по основным и неосновным производственным процессам, руб ./год.

Годовой ущерб по основным процессам.

y'^yV»7₉,    (13)

где У'_ч — суммарный удельный ущерб при отключении фермы или комплекса в расчете на 1 гол., руб./ч; п — поголовье животных; Т₃ — эквивалентная длительность отключений, ч/год.

Удельный ущерб У'_ч определяют по номограмме [9], а эквивалентную длительность отключений вычисляют по показателям надежности схемы централизованного электроснабжения

Т_в = Хт„ + ТИ-^п.    (Н)

где у ⁼ 0.33 — коэффициент, учитывающий меньшую тяжесть плановых отключений но сравнению с аварийными [12].

11

Годовой ущерб по неосновным производственным процессам 24 коп. за 1 кВт-ч недоотлущенной электроэнергии.

Разработанный комплекс алгоритмов и программ для ЭВМ позволяет определить пределы изменения показателей надежности различных схем электроснабжения по известным показателям составляющих йх элементов (приложения 1» 2).

Пределы изменения ущерба Уо для животноводческих ферм и комплексов с типовой технологией производства молока приведены в табл. 5.

Таблица 5

Поголовье Ущерб, тыс* руб,/год 400 600 800 1200 У о min 0,025 0,035 0,084 0,114 Уо тис 15 21,0 49,6 72,2

Для каждого типа комплекса или фермы метод районирования позволяет разбить множество возможных значений ущерба [Уоmm> Уот»*1на области, в каждой из которых оптимален один типоразмер резервного автономного источника из рассматриваемого набора стандартных мощностей. Алгоритм и программа расчета методом районирования приведены в приложении 3.

Решение, полученное методом районирования, обладает устойчивостью; результат разбиения суйсенной области возможных значений ущерба У₀ без изменения является составной частью решения, найденного районированием расширенной области значений У₀. Следовательно, для каждого типа сельскохозяйственного предприятия необходимо и достаточно определить интервалы оптимальности рассматриваемых номинальных мощностей резервных электроагрегаТов один раз — пои наиболее широком диапазон© изменения ущерба Уо .

Возможное число интервалов оптимальности R не превосходит числа стандартных мощностей резервных электростанций К, т. е.

1    (15)

В некоторых случах R оказывается меньше К. Это означает, что некоторые типоразмеры автономных источников не могут быть оптимальны ни при каком из возможных значений ущерба У₀.

При изменении исходного числа типоразмеров К области оптимальности, найденные методом районирования, могут отличаться от полученных ранее.

12

Для строгого и окончательного выбора мощности резерв ной электростанции необходимо определить, какому интервалу оптимальности соответствуют действительные значения ущерба при отсутствии автономного источника. Для этого достаточно грубо оценить пределы изменения показателей надежности и ущерба У₀ для каждой конкретной схемы электроснабжения.

Пределы изменения показателей надежности и ущерба У₀, соответствующие схемам различной конфигурации при длине В Л 10 кВ до 25 км, приведены в приложении 1.

В качестве наиболее надежной принята схема 1 (см. рис. 2). Наименее надежна схема 2 (см. рис. 3).

Промежуточными (по надежности) являются схемы 3 и 4 (рис. 4). По схеме 3 (в отличие от /) питание комплекса

Рис. 4. Схема электроснабжения 4; о — п/ст 110/10 кВ; б — РП 10 кВ; • — ТП 10/0*38 кВ комплекса (фермы)

или фермы осуществляется от различных секций шин 10 кВ подстанции 110/10 кВ по двум параллельным линиям 10 кВ длиной 25 км. В остальном схема 3 идентична 1 и отдельно не показана. Схема 4 отличается от 2 главным образом установкой двух трансформаторов на ТП 10/0,38 кВ.

Порядок выбора мощности дизельных электроагрегатов зависит от располагаемой исходной информации о конфигурации схемы централизованного электроснабжения, возможных пределах изменения показателей надежности отдельных ее элементов и длине В Л 10 кВ.

3—483    13

Обозначим: У_он и У_0в — нижняя и верхняя границы области (зоны) оптимального использования резервных электростанций, тыс. руб./год, определяемые методом районирования; У01 и У02 — пределы изменения ущерба для каждой конкретной схемы электроснабжения, тыс. руб./год, соответствующие лучшим и худшим показателям надежности.

Если схема централизованного электроснабжения комплекса или фермы аналогична одной из рассмотренных (табл. 6) и отсутствует более достоверная, чем в табл. 2, ин« формация о пределах изменения показателей надежности составляющих ее элементов, то для выбора мощности резервной электростанции необходимо следующее.

используя программу для ЭВМ MERA (см. приложение 3) и зависимости (см-, рис. I), выполнить районирование;

по рис. 8—12 определить значения У<>1 и У₀2.

Т а блиц а б

Рассмотренные схемы Характеристика аналогичных схем 1, 3 без сетевого резервирования Двухтрансформаторная ТП 10/0,38 кВ комплекса (фермы) через две параллельные ВЛ 10 кВ питается от разных секций шин 10 кВ двухтрансформаторной подстанции 110-35/10 кВ 1, 3 с сетевым резервированием То же, но с сетевым резервом по ВЛ 10 дВ от соседней подстанции 110-35/10 кВ 2 Однотрансформаторная ТП 10/0,38 кВ комплекса (фермы) через В Л 1Q кВ питается от* двухтрансформаторной подстанции 110-35/10 кВ 4 без РП То же, но на ТП 10/0,38 кВ установлены два трансформатора 4 с РП То же, но В Л 10 кВ, присоединена к подстанции 110-35/10 кВ через РП 10 кВ

Если найденная область изменения ущерба [Уад, Уог] строго соответствует какому-либо интервалу оптимальности [Уон. Уов 1 дизельных электроагрегатов, то это равносильно снятию неопределенности исходной информации и однозначному выбору оптимального рещения. В некоторых случаях, когда исходной информации недостаточно для снятия неопределенности, т. е. границы области [У_оь Уоа] выходят за пределы одного интервала оптимальности [Уо„, У₀в}, предпочтение следует отдать резервной электростанции большей мощ--ности.

14

При наличии более достоверной информации о характе-ристиках отказов или существенно иной конфигурации схемы электроснабжения, а также типовой технологии производства молока на существующих сельскохозяйственных предприятиях или строящихся по индивидуальным проектам для выбора мощности резервной электростанции можно использовать разработанный комплекс алгоритмов и программ по расчету надежности электроснабжения (см. приложения 1, 2). При этом значения У<ц и Уоа находят не по рис. 8—12, а по формулам (12) — (14).

Для животноводческих ферм и комплексов с нетиповой технологией производства необходимо:

по методике (9] и графикам нагрузок сельскохозяйственного предприятия получить зависимость ущерба от мощности резервного источника в относительных единицах, аналогичную приведенным на рис. 1;

вычислить пределы изменения показателей надежности схемы и ущерба У₀ (как описано выше);

используя - разработанную для ЭВМ программу MERA (см. приложение 3), выбрать оптимальную мощность резервной электростанции.

Резервные электро агрегаты могут работать параллельно или на раздельную нагрузку.

Выбранные номинальные мощности резервных электроагрегатов могут оказаться соизмеримы с силовой нагрузкой сельскохозяйственных предприятий, поэтому нужно проверить устойчивость работы электроприводов в режимах пуска асинхронных двигателей. Необходимые формулы [13] приведены в приложении 4.

Если номинальная мощность электростанции меньше расчетной нагрузки сельскохозяйственного предприятия, то резервированию подлежат технологические процессы, перерыв электроснабжения которых вызывает наибольший ущерб. На фермах и комплексах по производству молока в первую очередь автономным питанием должны быть обеспечены электроприемники систем доения, аварийных освещения и вентиляции, затем — первичной обработки молока, далее — поения и кормления, наконец — системы поддержания микроклимата и остальные.

Для распределения электроэнергии от резервного автономного источника к приемникам целесообразно использовать существующие ЛЭП 0,38 кВ основного питания. При этом необходимо отсоединить от сети на время аварии или планового отключения потребители, не подлежащие резервированию. Способы, позволяющие автоматически выполнить такую разгрузку, и реализующие их устройства разработаны в Целиноградском сельскохозяйственном институте [14j 16].

16

В предложенных схемах автоматической разгрузки сети источником управляющих сигналов служит генератор резервной электростанций. В качестве управляющего сигнала можно использовать изменение чередования фаз или частоты на шинах резервного электроагрегата. Применение первого или второго способа зависит от числа ответственных потребителей и схемы их подключения к основной сети.

Прй выборе изменения чередования фаз можно довести управляющий сигнал до шин 0,38 кВ ТП, использование изменения частоты позволяет разгрузить сеть вплоть до уровня отдельных приемников электроэнергии. Первый способ проще По исполнению устройств разгрузки, второй — обеспечивает большую гибкость схемы разгрузки.

Экономический эффект резервирования представляет разность

5 =    (16)

где №9 и W — показатели эффективности соответственно в условиях отсутствия резервного источника и при установке электроагрегата выбранной мощности.

С учетом (6) — (9) и (11)

Э =* y₀f(x)—3.    (17)

В пределах области оптимального использования автономного источника экономический эффект резервирования — монотонно-непрерывная функция значения ущерба Уо. Каждой схеме централизованного электроснабжения при конкретной длине ВЛ соответствует интервал значений эффекта, который обусловлен пределами изменения ущерба У₀, характеризующими ее надежность.

Для оценки экономического эффекта резервирования целесообразно ввести понятие среднего эффекта Э/ на каждом t-том интервале оптимальности мощности P_t и среднего эффекта Э в целом по каждому типу комплекса (фермы).

Средний эффект Э определяют по выражению

к

^э”тг2^э<    (^|8>

1

Предварительные расчеты показывают, что при использовании резервных электростанций на типовых животноводческих фермах и комплексах молочного направления с поголовьем от 400 до 1200 он составляет от 0,8 до 6,9 тыс. руб. в год.

Основные теоретические положения методики могут быть, использованы при решении вопросов резервного электроснабжения других типов сельскохозяйственных предприятий.

16

Приложение 1

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ОБЛАСТИ ИЗМЕНЕНИЯ ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЕЖНОСТИ СХЕМ ЦЕНТРАЛИЗОВАННОГО ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ И УЩЕРБОВ ПРИ ОТСУТСТВИИ РЕЗЕРВНЫХ АВТОНОМНЫХ ИСТОЧНИКОВ

Показатели надежности схемы электроснабжения наиболее просто и с достаточной точностью могут быть вычислены методом диаграмм, или блок-схем надежности [б, 7] по известным показателям составляющих ее элементов.

Пределы изменения показателей надежности схемы определяют при крайних значениях показателей отдельных ее элементов, приведенных в табл- 2.

Метод диаграмм надежности основан на следующих допущениях:

1.    Отказы элементов схемы, приводящие И перерывам или ограничениям электроснабжения, вызывают факторы, которые носят случайный характер, поэтому отказы рассматривают как случайные события.

2.    Принимают простейший поток отказов и экспоненциальный закон распределения времени восстановления всей системы электроснабжения и отдельных ее элементов,

При расчете методом диаграмм надежности схему электрических соединений рассматривают как совокупность последовательно и параллельно соединенных (с точки зрения надежности) элементов илн блоков.

Если повреждение любого из элементов вызывает нарушение электроснабжения, то они включаются последовательно. Если нарушение электроснабжения наступает только после повреждения всех элементов, то они включаются параллельно.

Рассчитывают надежность по блок-схеме, преобразуя последовательно или параллельно соединенные блоки в эквивалентные до тех пор, пока шины источника питания и потребителя не окажутся связанными одним эквивалентным блоком. Показатели надежности этого блока являются искомыми показателями надежности схемы электроснабжения.

Для составления блок-схемы при наличии нескольких источников питания в сети их объединяют, а линии замещают блоками, связанными между собой, с потребителем и источником питания также, Как и в исследуемой схеме.

Показатели надежности эквивалентного блока из п последовательных элементов определяют по формулам:

"    п

^Х=2^Х,; !^а = 2^;    (19)

i-i    ‘**¹

я    п

^тв ^    2    ^х*^^{    •    ^тп    **■    ~    2    *    (20)

где Х(, ц_{ — соответственно поток отказов и частота плановых ремонтов t-го элемента, 1/год; t_Bi и Гщ — средняя длительность соответственно аварийных и плановых отключений /-го элемента, ч.

Показатели надежности эквивалентного блока параллельно соединенных элементов / и j находят по выражениям (21)—(26).

Поток отказов

^Х *“ ^Ха.1Г.Ч"    (21)

гд£ и Ят,,„ — часть повреждений, вызванная совпадением аварийных отключений соответственно параллельно соединенных элементов /, / и одного из них с плановым отключением другого

>.-. = »/ ^?,‘ато^Ч'^{,;    (22)}

^я.п-²³ _g7gQ (^х/ ft ^тя/ 4*^х/ Р/^тя/)•    (23)

Средняя длительность восстановлении одного отключения

+ ‘^св.п*в,п ♦ ^в.а

где т₈,_в — средняя длительность отключений при совпадении аварийных повреждений элементов; т_в._п — то же, но при сов-

18

падении аварийного отключения одного из элементов с плановым отключением другого

^ХВ/ ^ХЬJ    .

' ¹    9

^XBi + ^XBj

bjV>i*nl^xbj\H^xvt_

(*у \Ч + h Р; ^хш) (*bj + ^хт)

_h    Pj*nJ^xBiPj*nJ_

(h М-у ^xnj +■ и/ Тп/) (т_в/ + р/т_пу)

Исходные и преобразованные диаграммы надежности электрических схем 1—4 приведены на рис. 5—7.

Для расчета надежности схем электроснабжения разработаны алгоритм, основанный на методе диаграмм надежности, и соответствующий комплекс программ для ЭВМ.

Расчеты надежности схем 1 — 4 выполнены на ЭВМ ЕС-1020. При этом для одинаковых элементов всех схем приняты равные показатели, соответствующие крайним значениям в табл. 2, что дает возможность учесть влияние конфигурации схемы электрических соединений и разброса исходных характеристик составляющих ее элементов. Полученные значения соответствуют надежности на шинах 0,38 кВ ТП.

Для схем 1 и 3, все элементы которых резервированы, плановые отключения учтены при их наложении на аварийные и, следовательно, показатели плановых ремонтов отражены в показателях надежности вынужденных отключений. Плановые отключения нерезервированных элементов схем 2 и 4 учтены отдельно от аварийных.

Показатели надежности схем 2 — 4 (лучшие а и худшие б) и соответствующие им ущербы У₀ минимальные в и максимальные г при различной длине I ВЛ 10 кВ приведены на рис. 8 — 12, а схемы / могут быть определены по рис. 8 — 9 из условия /=0.

Как показывают расчеты,, исходные показатели надежности отдельных элементов схемы существенно влияют на ее результирующие показатели. Чем выше степень резервирования, тем это влияние меньше.

Надежность схемы электрических соединений в основном определяют показатели надежности В Л 10 кВ и ТП 10/0,38 кВ.

Независимо от схемы электрических соединений ее результирующие показатели — поток отказов, частота плановых ремонтов, число часов аварийных н плановых отключений — линейные функции длины нерезервированного участка ВЛ. Аналитическая зависимость средней длительности вынужденных отключений т в *= f (I) представляет собой дробно-линейную функцию, график которой — равносторонняя

19

ВВЕДЕНИЕ

На крупных животноводческих фермах и комплексах промышленного типа надежность электроснабжении приобретает особое значение. Внезапные перерывы подачи электроэнергии могут привести к дезорганизации производства и вызвать значительный народнохозяйственный ущерб.

В последние годы для повышения надежности широко используют сетевое резервирование, которое снижает число и длительность перерывов электроснабжения, но полностью их не устраняет. Во многих случаях наряду с сетевым резервированием или вместо него эффективным оказывается применение автономных резервных электростанций на базе дизельных электроагрегатов.

Выбор мощности таких электростанций определяется многими факторами, основные из которых — нагрузки электроприемников, затраты иа резервирование и значения ущербов при недоотпуске электроэнергии. С увеличением мощности автономного источника возрастают затраты на резервирование и снижается ущерб, Отсутствие априорной информации о перерывах электроснабжения затрудняет нахождение ущерба и приводит к необходимости решения технико-экономической задачи оптимизации в условиях неопределенности.

ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ИХ ОБОСНОВАНИЕ

Методика предназначена для выбора резервной электростанции животноводческих ферм и комплексов молочного направления с учетом неопределенного характера информации о перерывах электроснабжения.

В типовых проектах животноводческих ферм и комплексов с поголовьем 400, 600, 800 и 1200 коров [1, 2] необходимо предусматривать типовое здание для двух резервных электроагрегатов.

Вероятность отказа неработающего автономного источника в момент его включения выше вероятности повреждения работающего электроагрегата в любой момент времени. Ввиду недостаточного опыта эксплуатации резервных электростанций и отсутствия необходимых статистически? данных трудно-оценить вероятности отказа неработающего источника в момент его включения. Поэтому принято, что на резервных электростанциях (где возможно) должно быть установлено два электроагрегата равной мощности.

Номинальную мощность автономных источников определяют в каждом конкретном случае при привязке типового проекта сельскохозяйственного предприятия к местным условиям.

Мощность резервной электростанции выбирают по экономическому критерию минимума суммы приведенных затрат на резервное электроснабжение и ущерба сельскохозяйственному производству при перерывах подачи электроэнергии.

Считая, что резервную электростанцию строят в течение года, а текущие издержки неизменны во времени, приведенные затраты можно определить согласно [3] по выражению

3 = Е_ЯК + И_а + И_э._я + И_т + И_г._р,    (I)

где Е„ — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений; К *=* К* + К»_а — капиталовложения, руб.; Кз и К,* — стоимость соответственно здания и электроагрегата с

4

дополнительным и вспомогательным оборудованием; И., И₃._п, И*, И_т.р — издержки соответственно на амортизацию, заработную плату, топливо и текущий ремонт, руб.

Составляющие ежегодных издержек находят по формулам:

И₄,з — Ра.з^э» И_а.₉₄ =    ;    (2)

Т Ж    *. 7* + <np .

_Иэп__ь__,    W

H_t = g — аТ;    (4)

ч

И_х.р-Л.р(К, + К,_в),    (5)

где р_а.з,    Ра.в»    Рт.р    — ежегодные отчисления    от    капиталовло

жений соответственно на амортизацию здании, электроагрегата с дополнительным и вспомогательным    оборудованием,

текущий ремонт, о.е.; b — среднегодовая заработная плата обслуживающего персонала, руб./год; Т — число часов работы электростанции, ч/год; /_пр и /_р._ч число часов соответственно, затрачиваемое на профилактическое обслуживание, и работы обслуживающего персонала, ч/год; g — удельный расход дизельного топлива, кг/кВт*ч; Р — номинальная мощность электроагрегата, кВт; rj — КПД генератора и передачи, о. е ; а — средняя стоимость топлива, руб./Кг.

Исходные данные, необходимые для расчета приведенных затрат, показаны в табл. I.

Таблица 1

Обозначение Принятое значение Литература Ли8. % *,7 4 Ра.эа* % 10,2 4 Рт*р, % 6 3 Ъ, руб./год 1080 3 *Пр. ч/год 76 3 /р.ч, ч/год 2090 3 at руб./кг 0,04 3

Как показывают расчеты, в пределах возможной длительности перерывов централизованного электроснабжения приведенные затраты практически не зависят от числа Часов работы резервной электростанции в течение года и могут

2—483    6

быть однозначно определены (с погрешностью до 5%) по номинальной мощности автономного источника.

Ущерб складывается из составляющих по отдельным технологическим процессам. При одной и той же мощности резервного источника он зависит от момента начала отключений» числа, а также длительности каждого из них в течение года.

Момент отключения обусловливает число и тип технологических процессов, совпадающих с перерывом электроснабжения, а для животноводческих ферм и комплексов молочного направления, кроме того, ущерб по процессу доения. Нарушение электроснабжения, совпадающее с началом процесса доения, вызывает наибольший ущерб по сравнению с ущербом при перерыве в любой другой момент.

Число отключений в год (поток отказов) и их длительность характеризуют надежность системы электроснабжения, которая зависит от конфигурации схемы электрических соединений и надежности отдельных ее элементов. Анализ опубликованных статистических показателей надежности элементов схем [5—8] свидетельствует об их недостаточной полноте и о значительном расхождении приведенных данных в различных литературных источниках.

Пределы изменения статистических показателей надежности элементов схем по литературным источникам [5—8] приведены в табл. 2, где приняты следующие обозначения: Аир, — поток отказов и частота плановых ремонтов, 1/год; т, и т„ - средние продолжительности соответственно вынужденных (аварийных) и плановых отключений» я.

Таблица 2

Элементы схем Пределы изменения показателей надежности К 1/год Ч.ч | ртп, ч/год ВЛ 110 кВ (на 100 км) 0,5—5 10—14 40—120 Выключатель 110 кВ 0,015—0,05 23—50 30—35 Разъединитель 110 кВ 0,0001—0,015 2—4 8 Отделитель и короткозамы- 0,015-0,06 15 10 катель 110 кВ АВР ПО кВ (на действие) 0,05 0,33 8 Трансформатор 110/10 кВ 0,005—0,03 90—200 25-50 Выключатель 10 кВ 0,0004—0,25 1,5—10 2,4—18 Разъединитель Ш кВ 0,0001—0,075 1,5—4 12-8 Шины 10 кВ (на секцию) 0,0004—0,06 1*—2 .2—6 АВР 10 кВ (на действие) D.1 0,33 8 Кабель 10 кВ в грунте (на 0,5-5 Г2—40 0—8 100 км) ВЛ 10 кВ (на 100 км) 10—25 4,8—42 0—82 Трансформатор 10/0,38 кВ 0,0015-0,12 10—100 5—15 (до 1000 кВА) 0,02—0,25 0 Предохранитель 10 кВ 2 Автомат 6 0,1 5 0

При выборе мощности резервной электростанции инженер-проектировщик не располагает априорной информацией о моменте начала отключений, характеристиках отказов и вынужден принимать решения в условиях неопределенности. Обобщенным неопределенным фактором является ущерб сельскохозяйственному производству от недоотпуска электроэнергии при отсутствии резервного Источника, учитывающий неопределенность момента начала отключений и их общей длительности.

Ущерб при некотором значении мощности резервной электростанции — это разность между ущербом при отсутствии резервного источника и его снижением, которое достигается работой автономного источника выбранной мощности

У = У₀ — Л У (Я, У₀).    (6)

где У и У₀ — ущербы соответственно сельскохозяйственному производству при мощности резервной электростанции Р, отличной от нуля, и в условиях отсутствия резервного источника (/³=0); А У (Р, Уо) — снижение ущерба при работе резервной электростанции мощностью Р.

Снижение ущерба равно сумме ущербов по процессам, резервируемым автономным источником рассматриваемой мощности. Оно может быть найдено по методике [9] с использованием совмещенного графика нагрузок комплекса (фермы), составленного последовательным наложением графиков нагрузок отдельных процессов.

Проведенные расчеты показали, что для молочных ферм и комплексов снижение ущерба с достаточной для практических целей точностью можно представить произведением

А У (Р, У₀) = У of (Р),    (7)

где f (Р) — функция, не зависящая от У₀.

Подставляя (7) в (6), получим

У = Уо[1-И/’)] = У₀/^?(/>),    (8)

где I— f (Р) =F (Р)—полином степени т относительно Р, коэффициенты которого зависят от принятой технологии производства.

Средние зависимости ущерба от мощности резервного источника (о.е.) для каждого типа молочного комплекса или фермы, найденные по методике [9] с использованием совмещенных графиков нагрузок, приведены на рис. 1.

Мощность резервной электростанции (о.е.) и ущерб определяют по выражениям:

где Рр — расчетная нагрузка комплекса или фермы. 7

Расчетные мощности комплексов и ферм молочного направления, принятые по действующим типовым проектам

Рве. 1. Зависимости ущерба от моЩ* ностн резервного источника для ферм и комплексов с поголовьем:

1 _ п-=400. 600; 5 — 800, 1200 гол.

Таблица 3

Поголовье Расчетная мощность, кВт 400 120 600 (40 800 376 1200 406

Приведенные на рис. 1 зависимости с наилучшим приближением аппроксимируются полиномом четвертой степени. Значение функции F (х) в любой точке 0<х<1 может быть вычислено по формуле

т

F (х) *» C_m+!i -f ^ C_tx^m+^l ,    (10)

/■*1

где С/ — коэффициенты полинома степени т (табл, 4), Аппроксимация выполнена методом наименьших квадра-тов на ЭВМ ЕС-1020.

Таблица 4

Коэффициенты полиномов при 4 Поголовье с, сг с, СА с. 400, 600 6,923 —16,716 14,448 —5,639 0,986 800, 1200 11,900 —28,335 23.042 —Г.588 0,982

Вероятность безотказной работы резервного электроагрегата за период аварийного или планового отключения комплекса (фермы) близка к единице, поэтому ущерб принимается равным нулю, если мощность автономного источника больше расчетной нагрузки сельскохозяйственного предприятия или равна ей.

Отсутствие априорной информации о моменте начала отключений и их возможной длительности вызывает необходимость выбора оптимальной мощности резервной электростанции в условиях неопределенности игровыми методами теории исследования операций [10].

Постановка задачи. Из заданного набора стандартных типов и номинальных мощностей резервных электроагрегатов с учетом неопределенного характера информации о значениях ущерба сельскохозяйственному производству выбрать резервный автономный источник, оптимальный по экономическому критерию эффективности.

Поставленную задачу целесообразно рассматривать как игру с природой, в которой стратегиями оперирующей стороны являются номинальные мощности резервных электроагре-гатов, а природы — значения ущербов при отсутствии резервного источника.

Множество реализаций ущерба при отсутствии резервного источника, соответствующее множеству состояний природы, несчетно, но ограничено областью неопределенности [Уотт*

У 0 wax ] •

Показатель эффективности представляет монотонно-непрерывную функцию состояния природы

W{x, У₀)«3(х) + y₀F(x).    (11)

Выбор оптимальной мощности резервной электростанции основан на методе районирования множества векторов состояния природы [11], При решении задачи методом районирования необходимо знать пределы изменения ущерба Уо.

Минимальному ущербу У₀ min соответствуют наиболее на-дежная схема^ электрических соединений 1 (рис. 2), самый благоприятный момент отключения и лучшие показатели на* дежностй отдельных элементов системы электроснабжения (см. табл. 2), а максимальному Уотах— малонадежная схема 2 (рис, 3), самый неблагоприятный момент отключения и худшие показатели надежности отдельных элементов.

В схеме / использованы высоконадежные средства, предусмотрено резервирование основных ее элементов от НО до 0,38 кВ и дополнительное сетевое. В схеме 2 отсутствует сетевое резервирование, сельскохозяйственное предприятие

9