Особенности электрической части АЭС - Учет надежности оборудования при выборе схемы питания СН

Методика учета надежности оборудования и режимов работ АЭС при выборе схемы питания собственных нужд
Современные методы теории надежности позволяют определить вероятность бесперебойного электроснабжения потребителей с. н. 6 кВ при различных вариантах включения рабочих и резервных трансформаторов с. н. и связи станции с системой. Однако при конкретных условиях расположения станции в системе возможности изменения схемы питания собственных нужд становятся ограниченными, и различие в надежности электроснабжения по разным вариантам может получаться лишь в четвертом знаке после запятой, что не дает достаточных оснований судить о преимуществах того или иного варианта, тем более, что в энергетике (включая и ядерную) еще не нормированы требуемые вероятности бесперебойной работы отдельных элементов схемы, как это делается в некоторых других отраслях техники.
Кроме того, из-за наличия коммутационной аппаратуры надежность электроснабжения определяется надежностью не только электротехнического, но и технологического оборудования (реакторно-парогенераторная установка, турбины), а также режимами работы станции (частота перегрузок ядерного горючего, снижений мощности, пусков и остановов). Все сказанное целиком относится и к расчету надежности с. и. любых электростанций.
Одним из конкретных примеров, к решению которого практически невозможно подойти объективно без привлечения теории надежности, является вопрос о месте присоединения ответвления к рабочему трансформатору собственных нужд в схемах объединенных блоков (рис. 2-2, в) при использовании ГЦН с малыми маховыми массами. Этот вопрос уже рассматривался с качественной стороны в § 2-1, где было показано, что оба варианта присоединения ответвления допустимы с технической точки зрения и что при присоединении ответвления так, как показано сплошной линией на рис. 2-2, в, может быть достигнут выигрыш в капитальных затратах за счет уменьшения длины экранированного токопровода к рабочим трансформаторам с. н., может быть уменьшена мощность резервного трансформатора с. н. и значительно снижено количество необходимых коммутаций при пусках, остановах и авариях в технологической части станции. Однако, при данном варианте присоединения рабочих трансформаторов с. н. при определенных режимах, рассмотренных в § 2-1, может возникнуть недоотпуск электроэнергии и аварийный простой одного из турбогенераторов, чего нет в случае включения ответвления, показанного штриховой линией. Покажем, как произвести сравнение этих вариантов, воспользовавшись методами теории надежности. До последнего времени выбор наилучшего варианта производился по минимуму приведенных затрат, в которых различие в надежности сравниваемых вариантов схем с. н. численно не учитывалось. Предлагается ввести в известную формулу расчетных затрат следующие составляющие математического ожидания (м. о.) ежегодных расходов. 1. М. о. ущерба от недоотпуска энергии за расчетный период и из-за увеличения издержек производства при работе резервных агрегатов:
(3-10)
где ∆Ni— снижаемая мощность при повреждении i-го оборудования; U — расчетная длительность восстановления режима;
λi— интенсивность отказов (м. о. числа отказов в год) оборудования, вызывающего отключение генераторной мощности; r — количество комплектов однотипного оборудования; n — число всех возможных случаев аварийного снижения мощности; м.о. ∆W — м. о. недоотпуска энергии или энергии, вырабатываемой на резервных агрегатах; Зср — средние дополнительные расчетные затраты на производство электроэнергии при использовании в качестве резерва менее экономичных агрегатов, чем отключившийся, или в случае дефицита мощности в системе — стоимость аварийно недоотпущенного киловатт-часа.
Если принять, что при аварийном снижении мощности на рассматриваемой АЭС, работающей в базовой части графика, необходимая энергия будет выработана на неэкономичных ТЭС системы, то энергия Зср может быть определена как Зср = = Зр—Заэс, где Зр — топливная составляющая удельной стоимости энергии при работе резервных агрегатов ТЭС; 3Аэс — то же для рассматриваемой АЭС.

1. М. о. ущерба в год от аварийного простоя оборудования без учета (из-за малой величины) заработной платы персонала, обслуживающего отключаемое оборудование:

(3-11)
где ри — нормативный коэффициент эффективности капитальных вложений; р — коэффициент амортизационных отчислений от стоимости аварийно простаивающего оборудования; К — стоимость установленного киловатта, определенная по вложениям в аварийно простаивающее оборудование (но не по АЭС целиком); tVi — среднее значение относительного времени ремонта /-го оборудования или восстановления рабочей схемы;

1. М. о. ущерба из-за дополнительных ремонтов и профилактики коммутационной аппаратуры:

(3-12)
где Ci,·, C2j — коэффициенты, учитывающие стоимость и количество дополнительных ремонтов ι-го выключателя; м.о. КЗ^·— м. о. коммутаций коротких замыканий /-м выключателем (данной марки) при повреждении /-го оборудования; м.о. ОП,· — м. о. коммутаций нормальных режимов выключателем данной марки при оперативных переключениях, связанных с операциями пуска и останова (нормальными и аварийными); т — количество типов (марок) коммутационной аппаратуры, используемых в главной схеме и схеме собственных нужд и участвующих в коммутациях при повреждении i-го оборудования при операции пуск — останов.

(3-13)
(3-14)
где λr — интенсивность повреждений (м.о. повреждений в год) электротехнического оборудования, вызвавших отключение выключателем данного типа короткого замыкания или потребовавших оперативных переключений выключателем другого типа; ω0 — интенсивность операций пуска и останова блока (м. о. пусковых и остановочных операций в год); а-bj, сj — количество срабатываний выключателей одного типа при соответствующей операции.
С учетом сказанного выражение для расчетных затрат на соответствующий вариант схемы питания с. н. будет иметь вид:
(3-15)
где Кс.н — капитальные вложения в схему питания с.н.; ∆Wc n — потери энергии в элементах с. н. (в трансформаторах, шинопроводах, вспомогательных генераторах); Зст — себестоимость энергии на АЭС.
Из формул (3-10—3-15) наглядно видно, что на целесообразность применения соответствующего варианта схемы питания собственных нужд (по минимуму расчетных затрат) непосредственное влияние оказывает не только повреждаемость электротехнического оборудования, но и отказы технологического оборудования и режимы работы блока, поскольку количество оперативных переключений непосредственно связано с частотой операций останов (нормальный и аварийный) — пуск.
Учитывая большое влияние надежности коммутационной аппаратуры на выбор схемы питания собственных нужд, интенсивность отказов выключателей следует определять с учетом интенсивности (частоты) коммутаций.
Значения λвыкл для некоторых типов выключателей по данным анализа аварийной статистики [28, 30] приведены в табл. 3-2.
Таблица 3-2
Интенсивности отказов выключателей

Интенсивности отказов остального электрического и технологического оборудования можно принять следующими: для силовых трансформаторов 330 кВ λτ = 0,05 год-1, для трансформаторов с. н. 15-:20/6 кВ λтсн = 0,002 год-1, для генераторов 6—12 МВт λвсг =0,06 год-1, для турбогенераторов 200 МВт λΓ=0,15 год-1, для реакторно-парогенераторной установки λρ=1,0 год~1. Таким образом, порядок выбора оптимального варианта схемы питания с. н. с учетом количественных показателей надежности состоит в следующем.

1. Для каждого из рассматриваемых вариантов схем вычисляем капитальные затраты по изменяемым элементам Кс.н и потери энергии ∆Wс.н.
2. Задаемся расчетными событиями, при которых желательно оценить надежность рассматриваемых вариантов: повреждения электротехнического и технологического оборудования, операции пуска и останова.

Например, для схемы на рис. 2-2, в расчетными событиями являются следующие: режим пуска и останова без повреждений с частотой перегрузок активной зоны ωпер = 1,33 год и частотой профилактических ремонтов повреждение выключателя высокого напряжения объединенного блока; повреждение трансформатора блока; повреждение рабочего трансформатора с. н.; повреждение генераторного выключателя; повреждение генератора; повреждение вспомогательного генератора с. н.; повреждение выключателя 6 кВ в цепи рабочего трансформатора с. н.; повреждение реакторнопарогенераторной установки.

1. При каждом расчетном событии на основе главной схемы электрических соединений и схемы питания с. н. (рис. 2-2, в) самым тщательным образом определяется теряемая генераторная мощность, расчетное время недоотпуска энергии и ликвидации аварии t, количество отключений коротких замыканий (3-13) и оперативных переключений (3-14). Далее в соответствии с (3-10) — (3-14) находятся составляющие м. о. ущерба при данном расчетном событии.
2. Производится суммирование м. о. ущерба при всех расчетных событиях по каждому варианту, и по формуле (3-15) находится оптимальный вариант. Отметим, что необходимость в определении суммарных расчетных затрат возникает лишь при условии, что схема с меньшими капитальными затратами имеет большие м. о. издержек.

Схема по варианту I (сплошная линия на рис. 2-2, в) требует меньших капитальных затрат на величину Кс.н=20 тыс. руб. из-за сокращения длины экранированного токопровода к трансформатору собственных нужд и имеет значительно меньшие м. о. коммутаций оперативных переключений, а следовательно, меньшие м. о. ущерба из-за дополнительных ремонтов и профилактики всех используемых выключателей.
Вместе с тем значения м. о. ущерба Уэ и Уп (3-10), (3-11) для этой схемы должны возрасти, если резервный трансформатор с. н. присоединяется к распределительному устройству высокого напряжения рассматриваемой АЭС или к близким от него точкам. В этом случае, как было показано в § 2-1, при повреждениях в системе в период проведения аварийного ремонта ВСГ (с полным исчезновением напряжения на шинах с. н.) выбег четырех ГЦН не может быть обеспечен, ибо резервный трансформатор будет потерян. Как показал анализ, вероятность такого события исключительно мала. Однако, учитывая возможность тяжелых последствий при нарушениях теплоотвода от активной зоны реактора, необходимо на время аварийного ремонта ВСГ снижать мощность блока на 50%. Указанное обстоятельство и определяет увеличение значений м. о. Уэ и Уп.
Если же резервный трансформатор присоединяется к электрически удаленным точкам системы, а тем более к источнику, который в период различных аварийных ситуаций на АЭС, например при аварийном ремонте ВСГ, может быть выделен для питания только резервного трансформатора, то снижать мощность АЭС не требуется. В этом случае значения ущерба будут значительно меньшими.
В качестве примера сравним схемы на рис. 2-2, в при двух способах присоединения резервного трансформатора: а) непосредственно к РУ высокого напряжения или к электрически близким точкам; б) к источнику, который может быть выделен для работы на резервный трансформатор.
Как показали ориентировочные расчеты, разница в стоимости потерь энергии для обеих схем незначительна и в рассматриваемом примере может не учитываться.
Определим составляющие ущерба от аварийных простоев агрегатов по выражениям (3-10) — (3-15) при расчетных событиях: повреждение выключателя высокого напряжения объединенного блока; повреждение рабочего трансформатора собственных нужд; повреждение ВСГ; повреждение выключателя 6 кВ в цепи рабочего трансформатора с. н. Остальные расчетные события, приводящие к практически одинаковой величине м. о. ущерба, не учитываются. Учет повреждения указанных выключателей необходим, так как в каждом варианте они имеют различную интенсивность коммутаций, а следовательно, различное значение параметра λвыкл.
Расчеты производились при следующих значениях исходных параметров: Зр=0,6 коп/кВт · ч; 3АЭС = 0,22 коп/кВт-ч; рн =0,15; р = 0,07; К = 160 руб/кВт (при аварийном простое блока); К=50 руб/кВт (при аварийном простое одного турбогенератора); мощность реакторного блока 450 МВт.
Результаты расчета приведены в табл. 3-3.
Таблица 3-3
Определение м. о. ущерба и приведенных затрат (руб/год) для различных вариантов присоединения ответвления к рабочему трансформатору с. н. в объединенном блоке мощностью 450 МВт

В табл. 3-3 ущерб из-за дополнительных коммутаций не учитывался, т. к. для оценки величины коэффициентов C1j и C2j необходимо специальное исследование, но можно предположить, что для рассматриваемых вариантов схем с. н. учет Ур по формуле (3-12) не приведет к существенному изменению приведенных затрат.
На основании данных табл. 3-3 можно сделать вывод, что место присоединения ответвления к рабочему трансформатору с. н. в объединенных блоках с бессальниковыми ГЦН зависит от схемы питания резервного трансформатора с. н. На АЭС всегда целесообразно (если это возможно) осуществлять присоединение резервного трансформатора с. н. к электрически удаленным от шин АЭС точкам с выделением независимого от системы источника питания. В этом случае ответвление на с. н. следует присоединять между генераторным выключателем и блочным трансформатором. При питании резервного трансформатора от электрически близкой к шинам АЭС точки ответвление следует присоединять между генератором и выключателем.