Тип основного оборудования
ВВЭР-1000
|
3
|
Годовое число часов использования установленной электрической мощности
|
hy
|
ч/год
|
7000
|
4
|
Годовая выработка электроэнергии
|
Эг
|
МВт∙ч/год
|
28∙106
|
5
|
Годовой отпуск электроэнергии
|
Эг.отп
|
МВт∙ч/год
|
26,6∙106
|
6
|
Годовой расход на собственные нужды
|
kсн
|
%
|
5
|
7
|
Годовой расход ядерного горючего
|
|
|
|
|
- природного урана
|
Bг.прир
|
кг/год
|
8,57∙104
|
|
- обогащенного урана
|
Вг.об
|
кг/год
|
8,84∙104
|
|
- в пересчете на условное топливо
|
Bг
|
тут/год
|
1,04∙107
|
8
|
КПД по отпуску электроэнергии
|
ηбр
|
%
|
33
|
9
|
Капитальные затраты
|
Каэс
|
млн.руб
|
1,1∙105
|
10
|
Удельные капитальные затраты
|
Kуд.АЭС
|
тыс.руб/кВт
|
27,5
|
11
|
Штатный коэффициент
|
nэкс
|
чел/МВт
|
0,27
|
12
|
Себестоимость одного отпущенного кВт∙ч
|
Sэ
|
руб/кВт∙ч
|
0,381
|
5.11 Выводы по разделу
В связи с подорожанием топлива и его переработки, АЭС становится конкурентоспособной по отношению к ТЭС.
Главным путем дальнейшего повышения экономической эффективности АЭС является снижение годовых издержек производства за счет улучшения использования ядерного топлива. Однако, благодаря специфике АЭС, все мероприятия, связанные с изменением себестоимости электроэнергии, мало влияют на общую экономичность АЭС. Поэтому для наиболее эффективного воздействия на ТЭП АЭС необходимо, в первую очередь, проводить мероприятия, направленные на снижение эксплуатационных затрат и составляющей себестоимости.
Основными направлениями технологического усовершенствования
и повышения ТЭП АЭС являются:
- снижение удельных капитальных затрат на строительство;
- сокращение сроков строительства и освоения мощности энергоблоков АЭС;
- совершенствование проектов АЭС (оптимизация параметров тепловой схемы и другие мероприятия);
- снижение издержек производства, связанные с выработкой электроэнергии, а также сокращение производственных потерь и расходов электрической и тепловой энергии на собственные нужды станции;
- совершенствование режимов использования топлива (увеличение глубины выгорания ядерного топлива и длительности компании и т.п.);
- улучшение распределения энерговыделения по объему активной зоны реактора;
- оптимизация эксплуатационных режимов АЭС;
- повышение квалификации эксплуатационного персонала и надежности.
Заключение
В дипломном проекте рассмотрены различные вопросы, связанные с автоматизацией энергоблока АЭС с ВВЭР-1000. Были проведены следующие расчеты:
1) Рассмотрен метод прогнозирования глушения ТОТ на основе анализа химического состава воды, поступающей в парогенератор, написана программа для расчета остаточного ресурса парогенератора на основе данных по глушению ТОТ;
2) во второй части были рассмотрены вопросы применения современных средств автоматизации. В качестве предлагаемого ПТК был выбран ПТК на базе технических средств ТПТС, который в настоящее время установлен на ряде атомных электростанций;
3) в специальной части рассмотрен алгоритм прогнозирования глушения теплообменных трубок парогенераторов. Разработана программа, предназначенная для прогнозирования количества заглушенных ТОТ, и повреждений на глубину. Программа может быть рекомендована для внедрения на рабочие места операторов АЭС.
Как следует из проведенных расчетов по прогнозированию количества поврежденных (заглушённых) ТОТ ПГ чем меньше значения параметра b и чем больше значения параметра г, тем работоспособнее теплообменные трубки. Таким образом, параметры Вейбулла b и г можно рассматривать как косвенные критерии состояния ТОТ ПГ. Ориентировочно для b< 1,5 и г> 200 можно ожидать удовлетворительные результаты по прогнозируемым значениям заглушённых ТОТ ПГ. Как видно из таблицы 3.12 для Нововоронежской АЭС параметры b и г являются не удовлетворительными. Режим работы является не оптимальным для парогенератора. При полученных параметрах распределения можно сделать расчет остаточного ресурса для парогенераторов (количество заглушенных трубок равняется количеству ТОТ, отведенных под технологическую защиту). Для старых блоков НВАЭС этот срок составляет 37 лет, то есть 2008 год. Ширина доверительного коридора на предсказание варьируется от 19 до 55 штук для прогноза по глушению трубок, от 32 до 267 для прогноза на глубину дефектов. Погрешность расчета составляет от 0,00% до 9,35%.
4) в разделе экологии и безопасности проекта были рассмотрены вопросы эргономичности рабочего места оператора ЭВМ на атомных электростанциях. Соблюдение данных рекомендаций необходимо для комфортной работы оператора;
5) в разделе экономики был произведен расчет основных технико-экономических показателей АЭС общей мощностью 4000 МВт (4 энергоблока с ВВЭР-1000).
Список использованной литературы
1. Jose R Galvelle. Revew of stress corrosion cracking. Boletin de la Akademia nacional de Ciencias, Cordoba, Argentina, Tomo 54, entregas1-4, Noviembre de 1980. Цитируется по: технический перевод №1567/4Б Бюро переводов Моск. Отд. Торгово-промышленной палаты СССР, М. 1984 г.
2. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. - М.: «Машиностроение».,199О. 448 с.
3. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов. - М. Изд. Машиностроительной литера-туры, 1962 г. с 652-653.
4. Справочная серия «Правила и нормы в атомной энергетике». Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. М. Энергоатомиздат,1989 г., 525 с.
5. Lindh G Recept Adwance Stress Corrosion, Ed A Bresle. Royal Swedish Academy Science/ Stokholm. 1961 p.70.
6. Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования / Акользин П.А., Герасимова В.В., Герасимов В.В., Горбатых В.П.- М.: - Энергоатомизздат, 1992. 272 с.: ил.
7. Плютинский В.И., Погорелов В.И. Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС: Учебник для техникумов.- М.: Энергоатомиздат, 1983
8. Работоспособность теплообменных труб и управление ресурсом парогенераторов АЭС с ВВЭР/ С.Е. Давиденко, Н.Б. Трунов, В.А. Григорьев и др. // Сб. тр. 7-го междунар. сем. по горизонтальным парогенераторам, 3—5 окт. 2006 г. Подольск: ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС». 2006. 15 с.
9. Г. Хан, С. Шапиро. Статистические модели в инженерных задачах. -М.: Изд-во Мир, 1969.- 395с.
10. Steam Generator Tube Failures/ NUREG/CR – 6365. INEL – 95/0383. Prepared for Safety Programs Division Office for Analysis and Evaluation of Operational Data U.S. Nuclear Regulatory Commission. Washington. DS 20555-0001. NRC Job Code E8238. April 1996. P.65-68.
11. Щедеркина Т.Е. Вероятностные модели длительности безотказной работы энергетического оборудования АЭС и ТЭС // Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП: Тр. Междунар. научн. конф. «CONTROL-2003», Москва, 22-24 окт. 2003 г. М.: Издательство МЭИ, 2003. С. 191—196.
12. Бараненко В.И., Щедеркина Т.Е., Скоморохова Т.М. Метод прогнозирования количества повреждений теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР // Тяжелое машиностроение. 2008. №1. С. 13—15.
13. Щедеркина Т.Е., Белов М.С., Бараненко В.И., Скоморохова Т.М.. Управление сроком службы теплообменных трубок парогенераторов АЭС с использованием вероятностного подхода // Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП: Тр. Междунар. научн. конф. «CONTROL-2008», Москва, окт. 2008 г. М.: Издательство МЭИ, 2008. С.
14. Эргономика. Учебное пособие для вузов. Под ред. В.В.Адамчука. М.:ЮНИТИ-ДАНА, 1999
15. ГОСТ 21.889-76 ССБТ. Система "человек-машина". Кресло человека-оператора. Общие эргонометрические требования
16. СН 245-71. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий.
18. ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум Общие требования безопасности.
18. СНиП II-12-77. Защита от шума.
19. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно -гигиенические требования. М.: Изд-во стандартов, 1990
20. СанПиН 2.2.2.542-96. Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам (ВДТ). персональным электронно-вычислительным машинам (ПЭВМ) и организации работы. М.: Информационно-издательский центр Госкомэпиднадзора России, 1996.
21. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.
22. Батов В.В., Корякин Ю.И. Экономика ядерной энергетики. – М.: Атомиздат, 1986
|
