β = 15 коп / кВт · ч – стоимость 1 кВт·ч потерь электроэнергии;

Δ WΣ - cуммарные потери электроэнергии в основных элементах схемы выдачи мощности рассматриваемого варианта.

При расчете капиталовложений учитывается стоимость блочных трансформаторов, автотрансформаторов связи, резервных трансформаторов собственных нужд (РТСН) и ячеек выключателей РУ повышенного напряжения.

Примечание: 1. На этом этапе считаем, что каждое присоединение к ОРУ подключается через один выключатель

2. Подключение РТСН производится в количестве двух штук на одно присоединение, принимается по паре на два блока, а также осуществляется резервирование в количестве двух пар от соседней станции.

Расчет капиталовложений по каждому варианту целесообразно представить в виде таблицы

Таблица 1.

Вариант первый:

Годовые эксплуатационные издержки:

И1 = (6,4+2,0 / 100) · 89267 + 0,15· 154.111 ·106 · 10-5 = 7729.595 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З1 = 0,12 · 89267 + 7729.595 = 18441.635 тыс.грн.

Вариант второй:

Годовые эксплуатационные издержки:

И2 = (6,4+2,0 / 100) · 97438 + 0,15 · 163.22·106 · 10-5 = 8429.622 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З2 = 0,12 · 97438 + 8429.622 = 20122.182 тыс.грн.

Вариант третий:

Годовые эксплуатационные издержки:

И3 = (6,4+2,0 / 100) · 93422 + 0,15 · 166.35·106 · 10-5 = 8096.973 тыс.грн.

Приведенные затраты:

З3 = 0,12 · 93422 + 8096.973 = 19307,613 тыс.грн.

По результатам расчета приведенных затрат каждого из вариантов видим, что наиболее выгодным и рациональным по технико-экономическим параметрам является первый вариант, т.к. для него приведенные затраты наименьшие среди представленных. Данный вариант принимается в качестве основного для дальнейших расчетов.

2. ВЫБОР ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ СХЕМЫ РУ ПОВЫШЕННОГО НАПРЯЖЕНИЯ

2.1 Порядок выбора схемы распределительного устройства

Схемы РУ повышенных напряжений электрических станций выбираются по номинальному напряжению, числу присоединений, назначению и ответственности РУ в энергосистеме, а также с учетом схемы прилегающей сети, очередности и перспективы расширения.

Выбор схемы ведется в следующей последовательности:

-    намечаются варианты схемы РУ в соответствии с исходными данными и нормами технологического проектирования АЭС;

-    вычисляются капитальные, эксплуатационные и приведенные затраты;

-    выбирается РУ, имеющее минимальные приведенные затраты.

2.2 Составление вариантов схемы РУ повышенного напряжения

Требования к блокам мощностью 440 МВт и более АЭС:

-    ремонт любого из выключателей напряжением 110 кВ и выше должен быть возможен без отключения присоединения;

 отключение повышающих трансформаторов, трансформаторов собственных нужд

-    и трансформаторов связи – не более, чем 3-мя выключателями;

-    отключение линии – не более, чем 2-мя выключателями;

-    при повреждении или отказе секционного или шиносоединительного выключателя, а также при повреждении (отказе) одного выключателя и ремонте другого допускается отключение двух реакторных блоков и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости энергосистемы;

-    повреждение (отказ) любого выключателя, кроме секционного или шиносоединительного, не должно приводить к отключению более одного реакторного блока и такого числа линий, которое допустимо по условию устойчивости работы энергосистемы.

При наличии нескольких вариантов схем, предпочтение отдается:

-    более простому и экономичному варианту;

-    варианту, по которому требуется наименьшее количество операций с выключателями и разъединителями РУ при режимных переключениях, выводе в ремонт отдельных цепей и при отключении поврежденных участков в аварийных режимах.

«Нормы технологического проектирования АЭС» при составлении вариантов схемы РУ для сравнения, рекомендуют в РУ 330 – 750 кВ с большим количеством присоединений, применять схемы с подключением присоединений через два выключателя (схемы 4/3 и 3/2).

Схема с двумя системами шин и 3-мя выключателями на две цепи имеет на каждое присоединение «полтора» выключателя. Каждое присоединение включено через два выключателя.

В нормальном режиме все выключатели включены, обе системы шин находятся под напряжением. Достоинства данной схемы:

-    высокая надежность схемы;

-    при ревизии любого выключателя все присоединения сохраняются;

-    количество операций разъединителями минимально.

Недостатки схемы «3/2»:

-    относительно большое количество выключателей;

-    усложнение релейной защиты;

-    удорожание схемы РУ при нечетном количестве присоединений;

-    отключение к. з. на линии сразу двумя выключателями.

Схема с двумя системами шин и 4-мя выключателями на 3 присоединения требует «4/3» выключателя на присоединение. Наилучшие показатели схема имеет, если число линий в 2 раза меньше или больше числа трансформаторов. Достоинства схемы «4/3»:

-    имеет достоинства схемы «3/2»;

более экономична;

-    надежность схемы не снизится, если к одной цепочке будут присоединены две линии и один трансформатор вместо одной линии и двух трансформаторов;

-    секционирование сборных шин требуется при числе присоединений более 15. Недостатки схемы «4/3» аналогичны недостаткам схемы «3/2», но имеют некоторые особенности:

-    при ремонте любого из выключателей, примыкающего к шинам, отказ другого примыкающего к шинам выключателя той же цепочки приводит к потере 3-х присоединений, поэтому присоединения в одной цепочке следует делать разноименными;

-    при ремонте любого из выключателей, не примыкающего к шинам, отказ примыкающего к шинам выключателя соседней цепочки приводит к отключению двух присоединений (одноименных или разноименных), поэтому рекомендуется чередовать цепочки с подключением в их середины то трансформатора, то линии, но при этом в целом по РУ число разноименных присоединений должно быть одинаково;

-    при общем числе присоединений не кратном 3-м, увеличивается число выключателей, т. е. одну цепочку приходится включать по схеме «3/2» или даже «2/1»; номинальный ток выключателя определяется режимом ремонта одного из выключателей, примыкающих к шинам выключателю данной цепочки когда по второму протекает ток трех (двух) присоединений.

2.3 Определение капитальных, эксплуатационных и приведенных затрат

Капитальные затраты каждого варианта схемы РУ вычисляются по укрупненным показателям стоимости ячеек высоковольтных выключателей. В эксплуатационных затратах учитываются только амортизационные отчисления и отчисления на обслуживание.

Приведенные затраты определяются по формуле:

Зпр = (Ен + а + в) · К ,

где Ен – нормативный коэффициент эффективности, Ен = 0,12,

а – норма амортизационных отчислений, а = 0,064,

в – норма отчислений на обслуживание, в = 0,02,

К – капитальные затраты, тыс.грн.,

У – ущерб от недостатка электроэнергии (в курсовом проектировании не учитывается).

Выбор схемы РУ ВН:

Ранее определили, что к РУ ВН присоединено 4 генератора, дано 4 ЛЭП и 1 присоединение для АТ. Т.о., РУ ВН имеет 9 присоединений.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на присоединение.

Рис 4.1. Схема 3/2 выключателя на присоединение

Нетрудно заметить, что наиболее нагруженной по току в нормальном режиме будет цепочка, состоящая из одного генератора и одной ЛЭП и ток в ней будет равен:

Imax=IГ+Iлэп=0,809+0,924=1,733 кА

Для схемы необходимо 14 выключателей. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ – 750А–63/3150 У1. Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 1080,6 тыс.грн. Общая стоимость - КΣ = 14 · 1080,6 = 15128.4 тыс.грн. Приведенные затраты:  Зпр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 15128.4 = 3086.19 тыс.грн. Рассмотрим схему 4/3выключателя на присоединение.

Рис.4.2. Схема 4/3 выключателя на присоединение

Imax = IГ +2* Iлэп = 0.809 +2* 0.924 = 2,657 кА

Для схемы необходимо 12 выключателей. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ – 750А–63/3150 У1

Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 1080,6 тыс.грн.

Общая стоимость - КΣ = 12 · 1080,6 = 12967.2 тыс.грн.

Приведенные затраты:  Зпр2 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 12967.2 = 2645.3 тыс.грн. Т.о. исходя из полученных значений приведенных затрат очевидно, что для схемы РУ ВН более выгодной является схема 4/3,т.к. Зпр2 < Зпр1.

Выбор схемы РУ СН:

Ранее определили, что к РУ СН присоединено 5 генераторов, дано: 5 ЛЭП и 1 присоединение для АТ, а также РТСН 3 присоединения. Т.о., РУ СН имеет 14 присоединений. Такое количество присоединений требует секционирования сборных шин РУ.

Рассмотрим схему 3/2 выключателя на присоединение.

Рис 4.3 Схема 3/2 выключателя на присоединение

где Smax=Pmax/cosφн=4800/0,9=5333.33 BA Очевидно, что максимальный номинальный ток в этой схеме будет в цепи содержащей один генератор и одну ЛЭП. В этом случае максимальный ток будет равен:

Imax=IГ+Iлэп=1.839 + 1.86= 3.707 кА

Для схемы необходимо 23 выключателя. Выбираем воздушные наружной установки выключатели типа ВНВ-330А-63/4000У1

Капитальные затраты: Стоимость ячейки - К = 631.8 тыс.грн. Общая стоимость - КΣ = 23 · 631.8 = 14531.4 тыс.грн. Приведенные затраты:  Зпр1 = (0,12 + 0,064 + 0,02) · 14531.4 = 2964.405 тыс.грн. Рассмотрим схему 4/3 выключателя на присоединение. Номинальный ток выключателей определяется режимом ремонта одного из выключателей, примыкающего к шинам, когда возможно протекание по некоторым выключателям суммарного тока трёх присоединений, например, тока генератора и двух ЛЭП: Imax=IГ +2 IЛЭП где

Рис.4.4. Схема 4/3 выключателя на присоединение

где Smax=Pmax/cosφн=4800/0,9=5333.33 BA

Тогда Imax = IГ + IЛЭП+I АТ= 1.839 +1.86+1.043 = 4.74 кА

Так как современная промышленность производит выключатели данного напряжения только на номинальный ток до 4 кА, то целесообразно схему 4/3 дальше не рассматривать.

3. ПРОЕКТИРОВАНИЕ СХЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ СОБСТВЕННЫХ НУЖД БЛОКА

3.1 Характеристика потребителей собственных нужд

Характерная особенность схемы электроснабжения собственных нужд (с.н.) АЭС – повышенные требования к надежности питания приводов механизмов, обеспечивающих безопасность АЭС. Механизмы с.н. АЭС относятся согласно ПУЭ к потребителям 1-ой категории и делятся на три группы:

Потребители 1 группы – это потребители, не допускающие перерыва питания более чем на доли секунды во всех режимах и требующие обязательного наличия питания после срабатывания аварийной защиты реактора; к ним относятся:

а) потребители, допускающие перерыв питания не более чем на доли секунды и требующие длительное время надежного питания после срабатывания АЗ реактора (системы КИП и А, приборы технологического контроля, системы дозиметрии, потребители постоянного тока и постоянно - горящая часть аварийного освещения);

б) потребители, допускающие перерыв питания не более чем доли секунды, но не требующие длительное время питания после срабатывания АЗ реактора (электроприводы задвижек и отсечной арматуры, БРУ-К);

в) потребители, требующие при переходных режимах в энергосистеме гарантированного питания в течение 2-х секунд для предотвращения срабатывания АЗ реактора (электромагниты приводов СУЗ, удерживающие стержни управления в заданном положении).

Потребители 2 группы

– допускают перерыв питания на время, определяемое условиями безопасности (от десятков секунд до нескольких минут) и требуют обязательного наличия питания после срабатывания АЗ реактора (насосы аварийного охлаждения зоны, спринклерные насосы, маслонасосы турбины и уплотнения вала генератора). Для питания этих потребителей применяют дизель - генераторы.

Потребители 3 группы – не предъявляют к надежности более высокие требования, чем к питанию ответственных потребителей с.н. АЭС (конденсаторные и циркуляционные насосы).

Страницы: 1, 2, 3, 4, 5