2.2. Технико-экономический анализ вариантов схемы:

Произведем подсчёт капитальных затрат для обоих вариантов схемы, при этом учтём стоимости генераторов, блочных трансформаторов, автотрансформаторов связи и выключателей в ОРУ высокого напряжения. Стоимостью остальных элементов пренебрежем ввиду их относительной малости. Расчёт будем вести в ценах 1989 г., т.к. необходимо сравнить два варианта схем по минимальным приведённым затратам. Стоимости ячеек ОРУ примем по укрупнённым показателям [1. табл. 10.29], при этом тип выключателей в ОРУ-330 и ОРУ-750 выберем одинаковым из соображений удобства эксплуатации и обслуживания. Все экономические расчёты будем вести в тысячах рублей.

Определим эксплуатационные издержки: ; [3. стр. 8] где а = 8 % – отчисления на амортизацию [2. стр. 315]. W – годовые потери энергии в электроустановке.  - средняя себестоимость потерь электроэнергии; для АЭС, работающей в базовой части графика нагрузки  = 0.45 коп/кВт·ч [2. стр. 317].

Потери электроэнергии в блочных трансформаторах определяются по формуле:

; [3. стр. 8]

где Р_х, Р_к – потери мощности холостого хода и короткого замыкания. S_ном – номинальная мощность трансформатора. S_макс – расчетная максимальная нагрузка трансформатора. Т – продолжительность работы трансформатора в году. Т = 8760 - Т_р , где Т_р – среднегодовой простой в капитальном и среднем ремонтах. Для АЭС составляет 1.5 мес = 1095 ч [2. стр. 85]. - продолжительность максимальных потерь. Определяется по графику [2. рис. 5.11] в зависимости от Т_max – числа часов использования максимума нагрузки. Соответственно для АЭС Т = 7665 ч, Т_max = 7000 ч, = 5500 ч.

• для ТНЦ-1250000/330: кВт·ч;

• для ОРЦ-417000/750: кВт·ч.

Потери электроэнергии в автотрансформаторе определяются аналогично потерям в двухобмоточном трансформаторе т.к. к обмотке низкого напряжения ничего не подключено.

1 вариант:

кВт·ч;

2 вариант:

кВт·ч.

Стоимость потерь энергии в трансформаторах для обоих вариантов:

1 вариант:

тыс. руб.

2 вариант:

тыс. руб.

Приведённые затраты: , [3. стр. 10]

где р_н = 0.12 - нормативный коэффициент экономической эффективности. У – ущерб из-за недоотпуска электроэнергии. Для учёта этой величины необходимо знать вероятность и длительность аварийных отключений, характер производства и ряд других факторов. В данной работе мы не будем учитывать эту величину.

По приведенным затратам разница между вариантами составила: <5 %.

По экономическим показателям оба варианта оказались практически равнозначными. Таким образом, руководствуясь техническими соображениями, выбираем первый вариант.

2.3. Выбор схемы электрических соединений собственных нужд:

На АЭС с реакторами ВВЭР-1000 мощность, потребляемая собственными нуждами, составляет 5 - 8% от мощности блока [3. стр. 31]. В этом случае мощность, приходящаяся на каждый блок, будет составлять 1111·0.06 = 66.7 МВА. По нормам проектирования на каждый блок устанавливается два ТСН (на каждый из четырёх ГЦН требуется своя секция СН). Следовательно, мощность, приходящаяся на один ТСН, равна 66.7/2 = 33.35 МВА. Т.е. можно в качестве ТСН выбрать трансформатор мощностью 40 МВА. Но, исходя из опыта эксплуатации, ставят трансформаторы мощностью 63 МВА. Это позволяет улучшить качество переходных процессов при питании потребителей СН от ТСН. Таким образом, рабочим трансформатором собственных нужд выберем ТРНДС-63000/35 со следующими параметрами [1. табл. 3.4]:

S_ном = 63 МВА;

U_вн = 24 кВ;

U_нн = 6.3 – 6.3 кВ;

u_{к вн-нн} = 12.7 %;

u_{к нн1-нн2} = 40 %.

Питание резервных трансформаторов собственных нужд осуществляется с РУ наименьшего напряжения, т.е. с ОРУ-330 кВ. Так как в схеме энергоблока стоят комплексы аппаратные генераторные, то пуск и остановку блока можно производить от рабочего ТСН, следовательно, мощность РТСН будет равна мощности рабочего. Т.е. в качестве РТСН выбираем ТРДЦН-63000/330 [2. табл. 6.15]:

S_ном = 63 МВА;

U_вн = 330 кВ;

U_нн = 6.3 – 6.3 кВ;

u_{к вн-нн} = 11 %.

В качестве схемы электроснабжения потребителей собственных нужд примем схему с двумя комплектами РТСН, тремя (по числу блоков) секциями МРП-6 кВ и одним вводом резервного питания на каждую из секций СН нормальной эксплуатации от одной из четырёх МРП-6 кВ.