Стартовая >> Архив >> Генерация >> Особенности электрической части АЭС

Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей СН - Особенности электрической части АЭС

Оглавление
Особенности электрической части АЭС
Технологические схемы АЭС
Типы энергетических реакторов
Главные циркуляционные насосы
Электрооборудование систем дозиметрии, специальной вентиляции, транспортно-технологических, технологического контроля
Особенности режимов АЭС
Категории потребителей
Схемы присоединения ГЦН, обеспечение устойчивости работы при КЗ
Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам с. н. блоков
Резервирование рабочих трансформаторов с. н. блоков
Питание общестанционной нагрузки и присоединение трансформаторов 6/0,4
Присоединение резервных трансформаторов 6/0,4 кВ
Сети и источники надежного питания
Сеть постоянного тока и особенности выбора аккумуляторных батарей АЭС
Питание потребителей СУЗ
Схемы собственных нужд АЭС с различными реакторами
Расчет надежности электроснабжения в режиме аварийного обесточивания
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей СН
Учет надежности оборудования при выборе схемы питания СН
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Выбег ТГ с возбуждением высокочастотного возбудителя от постороннего источника
Построение кривой совместного выбега трубогенератора с механизмами СН
Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд от автономных источников
О целесообразности объединенных блоков на АЭС
Примеры выполнения главных схем электрических соединений
Влияние режимов работы АЭС на условия работы оборудования и на надежность
Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим работы АЭС
Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей
Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС
Возможные функции АЭС с различными реакторами в энергосистеме
Особенности конструкции электрооборудования в грязной зоне
Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны
Приложение
Литература

3-2. Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей собственных нужд в нормальном режиме
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей с. н. 6 кВ представляет собой сложную задачу. Действительно, при принятой кратности резервирования рабочих трансформаторов с. н. и принятых схемах включения резервных трансформаторов вероятность полного обесточивания секций 6 кВ (т. е. возникновения режима аварийного расхолаживания) практически равна вероятности такой тяжелой системной аварии с полным ее погашением. Расчет вероятности такой аварии требует знания структуры системы, в которой расположена АЭС, схемы связи АЭС с системой, схемы включения резервных трансформаторов; он может быть произведен либо методом статистических испытаний (метод Монте-Карло) [27], либо аналитически [28]. Расчеты, проведенные для некоторых гипотетических схем, дали значения интенсивности исчезновения напряжения на шинах собственных нужд АЭС в пределах λпеч = 0,01                  0,001 год-1, причем большие значения относятся к случаю, когда резервный трансформатор с. п. получает питание от точки, электрически близкой к шинам высокого напряжения АЭС. Значение λисч = 0,01 можно трактовать так: если имеется 100 АЭС, то на одной из них в течение года наступит аварийное обесточивание.
Если обратиться к аварийной статистике блочных ТЭС [29], то на них интенсивность полного исчезновения напряжения в сети собственных нужд выше и составляет λисч = 0,05 4-0,1 год~1. Такое расхождение можно объяснить повышенной аварийностью энергоблоков в период их освоения (из-за аварий как в электрической, так и в технологической части станции), а также невозможностью учесть при расчете все многообразие факторов, которые могут привести к аварийному обесточиванию. Приведенные цифры свидетельствуют о том, что режим аварийного обесточивания вполне реален, и сети и источники надежного питания для АЭС совершенно необходимы.
Если вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей с. п. 6 кВ рассчитать сравнительно трудно из-за необходимости учета системы, то расчет вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей с. н. 0,4 кВ произвести гораздо проще, и достоверность получаемых значений будет несравненно выше из-за сравнительно простой структуры питающей сети 6/0,4 кВ. Важность рассмотрения этого вопроса объясняется также тем, что надежность электроснабжения потребителей с. н. 0,4 кВ (в том числе и потребителей II группы) в нормальном режиме не должна быть существенно ниже надежности питания потребителей с. н. 6 кВ, а кратность резервирования трансформаторов 6/0,4 кВ должна быть количественно обоснована.
В энергетике мы часто встречаемся со случаем так называемого дробного ненагруженного резервирования, когда имеется N основных и т резервных элементов. Если рабочие и резервные элементы одинаковы и имеют интенсивность отказов λ в рабочем состоянии, то вероятность безотказной работы при этом равна [ср. с (3-1)]:
(3-6)
Если учесть надежность переключающих устройств и автоматики (Рпер), то формула (3-6) будет выглядеть так:
(3-7)
В отличие от некоторых отраслей техники, где допускается высокая кратность резервирования (N резервных элементов на 1 рабочий), в электроэнергетике из экономических соображений значение резервирования обычно делают дробным (т резервных на N рабочих, причем т < Ν), а высокая вероятность безотказной работы требуется на весь период между профилактическими осмотрами и ремонтами, измеряемый тысячами часов.
В этих условиях для получения высокой надежности (P(t ~ 0,99) за рассматриваемый период одного резервирования (без восстановления) недостаточно.
Покажем, как определить вероятность безотказной работы резервированной системы с восстановлением при среднем времени восстановления Тв в предположении, что поток восстановлений, так же как и поток отказов резервируемых элементов, является простейшим, т. е. стационарным пуассоновским.
При этом интенсивность восстановления будет равна v=
При написании определителя нужно для каждого конкретного случая строго руководствоваться правилом: сначала пишутся две нижние строки снизу вверх, а затем оставшиеся, начиная с первой, сверху вниз. Число строк и столбцов в определителе равно т + 2.
При расчете надежности резервированных восстанавливаемых систем наибольшую трудность представляет решение алгебраического уравнения (3-9). Высокая точность, требуемая при нахождении корней, приводит к тому, что решение уравнений 4-го порядка и выше (т = 3) практически неосуществимо без применения малых ЦВМ (например, типа «Проминь»).

Аналогичные расчеты при иных значениях N и v приведены в табл. 3-1, из которой видно, насколько эффективно восстановление поврежденных трансформаторов и выключателей в смысле повышения надежности электроснабжения. В частности, можно сделать вывод, что даже при среднем времени восстановления Тв = 30 дней допустимо иметь 1 резервный трансформатор на 6 рабочих, а если сократить среднее время восстановления до 10 дней, то можно уменьшить кратность резервирования, устанавливая 1 резервный трансформатор 6/0,4 кВ на 10—12 рабочих. Чтобы получить вероятность бесперебойного электроснабжения секций с. н. 0,4 кВ, нужно умножить приведенные в таблице 3-1 значения на вероятность бесперебойного электроснабжения секций с. н. 6 кВ. Для нашего примера при λисч=0,05 год-1 Рвкв(1) = ехр (—0,05 . 1) =0,9512 и Р0,4 кВ (1) =0,9512 · 0,976=0,93.
Отметим, что при отсутствии резервирования (т = 0) восстановление повышает надежность электроснабжения только в смысле увеличения коэффициента готовности, вероятность же безотказной работы не изменяется и определяется по (3-6).

Таблица 3-1
Вероятность безотказной работы системы электроснабжения секций с. н. 0,4 кВ в зависимости от кратности резервирования и среднего времени восстановления поврежденных трансформаторов


Способ резервирования и восстановления

Число рабочих трансформаторов (N)

1

4

6

 10

Без резервирования и восстановления (т =0; v = 0)

0,914

0,6977

0,5827

0,4066

С резервированием без восстановления (т =1; v = 0)

0,99

0,947

0,9

0,77

 

С резервированием (т = 1) и восстановлением

 

Тв = 30 дней
v = 12,2 год-1

0,996

0,988

0,976

0,918

Тв = 10 дней
v = 36,5 год~1

0,9994

0,999

0,998

0,993

Тв=1 дней
v = 365 год~1

0,99993

0,9999

0,9998

0,999

 


 
« Особенности металла центробежнолитых труб из стали 15Х1М1Ф   Особенности эрозионного износа рабочих лопаток теплофикационных паровых турбин »
электрические сети