Проект энергоблока нового поколения для Ленинградской АЭС-2

Токуп - принятая величина окупаемости

Цпг - стоимость ПГ

Sэкспл - эксплуатационные затраты связанные с эксплуатацией ПГ в течение всей продолжительности его службы

Sэкспл = Sам + Sтр + Sо + Sтн + Sпв

Sам = 0,07*Цпг - затраты на амортизацию [у.е/год]

Sтр = 0,0105*Цпг - затраты на текущий ремонт ПГ

Sо = 0,016*Цпг - обще станционные расходы, связанные с эксплуатацией ПГ

Sтн = Цэ*Nгцн*t - затраты на прокачку теплоносителя

Sпв = Цэ*Nпн*t - затраты на прокачку питательной воды

Ф = 7000 часов - число часов использования мощности блока (ч/год)

Ц_э = 0,0111 - цена электроэнергии (у.е./кВт*ч)

з_ГЦН = 0,8 - КПД главного циркуляционного насоса

- мощность главного циркуляционного насоса

N_пн=18461 (кВт) -мощность питательных насосов.

В_н.=1,3 -коэффициент неучтённых при эскизном проектировании затрат.

М_сеп.=1320 (кг) -масса жалюзийных сепараторов.

Ц_плак.=32000 (у.е.) -цена плакировки.

Стоимостной комплекс (капиталовложения) для каждого узла определим из таблицы:



Далее буквой “k” с какими-либо нижними индексами обозначаются стоимостные комплексы для узлов и деталей ПГ, буквой “Ц” - цена работы, цена отдельного узла или детали, буквой “S” - затраты на производство, цены указаны в «у.е.»:

К_кор=6969,71 у.е.- стоимостной комплекс корпуса

К_д=8480,05 у.е.- стоимостной комплекс днища

К_кол=11599,06 у.е.- стоимостной комплекс коллектора

К_пто=17536, 43 у.е.- стоимостной комплекс трубной системы ПТО

К_сеп=8480,05 у.е.- стоимостной комплекс сепаратора

Ц_кор = В_н·М_бд·10^-3·k_кор

Ц_дн = В_н·М_дн·10^-3· k_дн

Ц_кол = В_н·М_кол·10^-3· k_кол

Ц_сеп = В_н·М_сеп·10^-3· k_сеп

Ц_пто = В_н·М_пто·10^-3· k_пто

Ц = Ц_кор+2·Ц_дн+2·Ц_кол+Ц_сеп+Ц_пто+Ц_плак

K_норм = 0,217

S_изг = K_норм·Ц -затраты на изготовление

S_экспл = 0,07·Ц+0,0105·Ц+0,016·Ц+Ц_э·N_гцн·ф+ Ц_э·N_пн·ф



- затраты на эксплуатацию

З_пг= S_изг+ S_экспл-стоимость парогенератора

S_изг = 910387,55у.е

S_экспл = 2027732,48у.е

Ориентировочная стоимость парогенератора

З_пг = 2938120,03у.е

Оценим экономическую эффективность парогенератора ПГВ-1000МКП

?В = ?Р·Т_р = ?W·Т_w, где

?Р = 200 МВт,

?W = 200 МВт,

Т_р = 240 тыс.р / МВт·мес

Т_w = 197 р/МВт·ч

?В = 48000 тыс. р

Новый проект будет дороже, за счет мероприятий по повышению надежности и безопасности. При этом мощность нового энергоблока увеличена на 11,7%, проектный срок службы увеличен до 50 лет вместо 30 лет.

Выгода от внедрения проекта:

?V = ?N_эл·?T·k_иум· Т_w

?N_эл = 200 МВт

?T = 20 лет

Дополнительная выработка ?W

?W = ?N_эл·?T = 200·20 = 4000 МВт·год

?V = 4000·0.8·197·8760 = 5522,304 млн.р.

Экономический эффект:

Э = ?V - ?В = 5474. 304 млн.р.



8. Прогнозирование состояния парогенераторов АЭС с ВВЭР

В 2009 году на базе ОАО "Концерн Энергоатом" была создана рабочая группа, предназначенная для осуществления мониторинга эксплуатации парогенераторов АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000 службами эксплуатации, ремонта и материаловедения, обеспечивающих безаварийную работу АЭС с ВВЭР-440 и ВВЭР-1000. Целями этой рабочей группы являются:

1. Мониторинг, т.е. своевременное выявление повреждений в наиболее критических узлах и элементах ПГ, возникающих в процессе эксплуатации парогенераторов, в частности, в теплообменных трубках ПГ, в сварных швах приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ и в других элементах ПГ.

2. Опережающий анализ технического состояния и прогнозирование дальнейших изменений в исследуемых элементах парогенераторов АЭС. Проведение анализа требует привлечения специалистов в различных областях техники, проведения соответствующих расчетных анализов и при необходимости экспертных оценок.

8.1 Мониторинг технического состояния парогенераторов

Мониторинг технического состояния ПГ проводится согласно рекомендациям [14-15] и включает в себя постоянное наблюдение за различными параметрами эксплуатации ПГ, анализ состояния и оценку целостности элементов и узлов ПГ на протяжении проектного и продленного срока эксплуатации ПГ.

Система мониторинга включает в себя следующие этапы:

- сбор фактического материала, результатом которого является получение информации об объекте и его составных элементах;

- оценивание, результатом которого является информация, характеризующая состояния объекта мониторинга и его составных элементов по определенным индикаторам и критериям;

- контроль, результатом которого является информация, содержащая ответ на вопрос о том, насколько состояние объекта мониторинга и его составных элементов соответствует оптимальному состоянию;

- прогнозирование, результат которого является информация о перспективах развития состояний объекта и его элементов;

- разработка приёмов и методов (управленческих решений) приведения объекта мониторинга и его составных элементов в оптимальное состояние.

Объектами мониторинга рабочей группы являются все парогенераторы, которые эксплуатируются на российских АЭС с ВВЭР. Особое внимание рабочей группы в процессе мониторинга ПГ обращается на техническое состояние критических узлов и элементов ПГ: теплообменных трубок, сварных швов приварки коллекторов теплоносителя к корпусу ПГ, коллекторов первого контура и возможно других элементов ПГ.

Информационным обеспечением мониторинга являются:

- ежемесячные отчеты АЭС по эксплуатации блоков;

- результаты неразрушающего контроля узлов и элементов парогенераторов в ППР с соответствующими протоколами и техническими решениями;

- информация по результатам ВТК контроля теплообменных труб всех парогенераторов, эксплуатируемых на АЭС России;

- другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ;

- информация о ВХР второго контура и загрязненности трубчатки;

- другая оперативная информация о фактическом состоянии элементов и узлов ПГ.

Мировая практика и опыт работ по управлению ресурсом показывают необходимость разработки индивидуальной стратегии по контролю, ремонту и корректирующим мерам.

В рамках работ по продлению срока службы энергоблоков обосновывается работоспособность парогенератора в сверхпроектный срок службы на основе анализа повреждаемости узлов и элементов ПГ и ранее выполненных расчетов прочности. Вновь выполненные расчеты прочности подтвердили выполнение всех критериев прочности при проектных условиях нагружения, с учетом продлеваемого срока.

В общем случае повреждаемость элементов ПГ (сварного шва №111 для ПГВ-1000, шва №23 для ПГВ-440) обусловливается непроектными явлениями (повышенная удельная загрязнённость, поступление окислителей, коррозионно-активных примесей, эпизодические отклонения от норм ведения ВХР, загрязненность карманов коллекторов).

Если проблема повреждения коллекторов уже не играет существенной роли, а повреждение сварных швов носит выборочный характер, то проблема целостности теплообменных труб важна для всех парогенераторов АЭС с ВВЭР.

8.2 Направления контроля за состоянием ПГ

Обеспечивая решение основных задач мониторинга эксплуатации парогенераторов, рабочая группа организует выполнение работ по следующим основным направлениям, руководствуясь при этом рекомендациями [14-17]:

- статистический анализ состояния ПГ на основе результатов контроля металла узлов и элементов парогенератора, данных ИАС ПГ;

- проведение расчётно-аналитических оценок по состоянию критических узлов и элементов ПГ, условиям глушения теплообменных труб (уточнение критерия глушения ТОТ) и предложениям по объёму и периодичности ВТК на последующий ППР, по ресурсу эксплуатации соответствующих ПГ.

В период проведения ППР результаты контроля теплообменных трубок, узлов и элементов ПГ, результаты анализа и контроля ВХР второго контура, загрязнённости элементов ПГ передаются для оперативного анализа непосредственно в рабочую группу.

Рабочая группа Концерна «Росэнергоатом» оценивает состояние элементов контролируемого ПГ и в случае необходимости принимает оперативное решение об увеличении объёмов контроля элементов и узлов ПГ, критериях глушения ТОТ или иных мероприятиях с указанием сроков их выполнения.

8.3 Отчет состояния парогенераторов российских АЭС с ВВЭР

По результатам мониторинга ежегодно составляется итоговый отчёт о состоянии парогенераторов российских АЭС с ВВЭР.

Отчёт содержит анализ состояния ПГ по данным контроля, включая статистический анализ, рекомендации по условиям дальнейшей эксплуатации, ведения ВХР, целесообразности механических или химических промывок, других корректирующих мероприятий, объёмы контроля, критерии глушения ТОТ для проведения предстоящего ППР и расчётно-аналитическое обоснования надежной и безопасной работы ПГ.

При необходимости, рабочей группой готовятся технические решения по управлению сроком службы ПГ блоков в следующих случаях:

- в случае невозможности по обоснованной причине выполнения рекомендаций итогового отчёта (утверждается руководством Концерна);

- в случае выявления значительного ухудшения состояния ПГ от спрогнозированного в предыдущий ППР и необходимости изменения требований к контролю и ремонту (утверждается руководством Концерна);

- в случае необходимости в ходе выполнения текущего ППР оперативного уточнения требований, установленных в ежегодных отчётах, выпускаемых в плановом порядке, например, применительно к установлению критических зон, глушению отдельных труб и.т.д. (утверждается главным инженером соответствующей АЭС).



8.4 Оценка работоспособности теплообменных труб ПГ

Используемая в настоящее время методология оценки работоспособности теплообменных труб ПГ представляет собой комплекс следующих задач:

- анализ эксплуатационных характеристик (режимы, контроль, ВХР и т.п.);

- статистический анализ состояния трубчатки на основе результатов ВТК;

- вероятностный анализ состояния теплообменных труб.

На рис. 8.4.1 и 8.4.2 приведены диаграммы, по которым можно определить необходимую периодичность вскрытия ПГ для проведения контроля ТОТ. По оси ординат отложено количество дефектов труб, обнаруженных при предыдущем вскрытии, а по оси абсцисс отложен прирост числа дефектов при текущем вскрытии, по сравнению с предыдущим. Наклонными линиями показаны области, определяющие необходимую периодичность контроля. Например: если предыдущее число дефектов 300, а через год прирост числа дефектов 300, то необходимая периодичность контроля 1 год. Если число дефектов 150, то проводить контроль каждый год нецелесообразно, т.к. это дорогое мероприятие. Диаграммы дают допустимый прирост для периодов контроля 1,4,8,12 лет.

Прирост числа дефектов в настоящее время прогнозируется с помощью разработанных математических моделей. Исходными данными для прогноза служит статистика прироста дефектов по результатам предыдущих вскрытий.

Расчёт периодичности контроля от прироста индикаций проводится с некоторыми допущениями (плотность индикаций в неконтролируемой зоне принимается равной плотности ранее прошедших контролей, вклад неанализируемых дефектов оценивается в 10% от их числа, контроли объемом менее 10% не рассматриваются).



Рис. 8.4.1 Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-440

Рис. 8.4.2 Диаграмма "количество индикаций - прирост индикаций в год" для ПГВ-1000

В качестве примера определения необходимого объёма контроля рассмотрим пример контроля на парогенераторах 4 блока НВАЭС (4ПГ-4) и 1 блока Калининской АЭС (1ПГ-1).

В табл.8.4.1 приведено состояние трубного пучка 4ПГ-4 НВАЭС за последние контроли, а в Табл.8.4.2 - состояние трубного пучка 1-го блока КлнАЭСПГ-1.

Таблица 8.4.1

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 четвертого блока НВАЭС

Наименование параметра	Дата ППР, год
	2003	2005	2008
Количество проконтролированных труб, штук	5465	515	1202
Количество индикаций, штук	70	29	96
Количество заглушенных труб, штук	61	94	104
Плотность индикаций, отн. ед.	0,012	0,056	0,079
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук	24	6	75
Количество идентифицированных дефектов, штук	7	0	36
Суммарное количество проконтролированных труб, штук	7182

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1 приведены в таблице 8.4.2.

Таблица 8.4.2

Результаты контроля ТОТ ПГВ-1000 первого блока КлнАЭС-ПГ1

Наименование параметра	Дата ППР, год
	1996	1998	2000	2006	2007
Количество проконтролированных труб, штук	503	512	10901	1291	3035
Количество индикаций, штук	14	154	441	383	300
Количество заглушенных труб, штук	0	19	65	91	115
Плотность дефектов, отн. ед.	0,028	0,301	0,04	0,297	0,098
Количество вновь образовавшихся дефектов, штук	-	18	92	89	79
Количество идентифицированных дефектов, штук	-	11	16	15	3
Суммарное количество проконтролированных труб, штук	16242

По результатам контроля, с учётом неанализируемых индикаций, рассматриваемый парогенератор относится к группе с периодичностью 100%-го контроля в 4 года при критерии глушения в 70% (по диаграмме Рис.8.4.1 - Кр = 3, Кр.пр = 42, где Кр - расчётное количество индикаций на трубчатке ПГ, аКр.пр. - прирост новых индикаций за год эксплуатации).

Аналогично проводился анализ для ПГВ-1000 по диаграмме на Рис.8.4.2.

В данном случае, для Кр = 140 (по вертикальной оси диаграммы) и

Кр.пр = 21 (по горизонтальной оси) получаем, что парогенератор относится к группе с периодичностью 12 лет для принятого критерия в 70%.

Аналогичным образом рассчитываются предлагаемые объёмы контроля теплообменных труб в предстоящий ППР и для других парогенераторов АЭС, при этом контроль может быть разнесен по годам.

Предлагаемые на основании последних контролей теплообменных труб ПГ объёмы контроля на предстоящий ППР, на примере ряда российских блоков, приведены в табл.8.4.3

Таблица 8.4.3

(*) - по данным предыдущего контроля

Число в скобках означает периодичность контроля, вычисленная по результатам предыдущего ВТК.

Как видно из данных вышеприведеннойтабл.8.4.3, имеем некоторое ухудшение состояние на парогенераторах НВАЭС, особенно на 4 блоке.

Проблемными вопросами являются:

- принятый подход определяет периодичность с 100%-го контроля, тогда как в ППР контролируется значительно меньший объём и для неконтролируемой зоны принимается соответствующее допущение по плотности индикаций;

- при расчёте объемов и периодичности учитываются имеющиеся дефекты, которые в течение длительного времени не подрастают и могут быть, при более детальном анализе, исключены из расчёта;

- учёт неанализируемых дефектов также достаточно консервативен;

- отбраковка труб только по глубине дефекта, без учета амплитуды сигнала, также приводит к перебраковке и переглушению теплообменных труб ПГ и т.п.

Выводы:

Проанализирована динамика роста количества дефектов теплообменных трубок на ПГ действующих АЭС.

Получены диаграммы, связывающие между собой допустимую периодичность контроля с прогнозируемым приростом количества дефектов.



Заключение

В данном дипломном проекте:

1. Произведен конструкторский расчет парогенератора ПГВ-1000-МКП, в ходе которого определены следующие величины:

- площадь поверхности теплообмена- 6105 м²,

- средняя расчетная длина трубок-11,063 м,

- диаметр корпуса ПГ-4200 мм

- длина корпуса ПГ-13820 мм

- полная масса ПГ-276137,5 т

Полученные характеристики удовлетворительно совпадают с данными ПГВ-1000МКП проекта ОКБ «Гидропресс».

2. В проекте применена коридорная компоновка трубного пучка, которая в отличие от шахматной позволяет:

- увеличить скорость циркуляции в трубном пучке,

- снизить возможность забивания межтрубного пространства отслоившимся шламом,

- облегчить доступ в межтрубное пространство для контроля теплообменных труб и их очистки при необходимости,

- увеличить запас воды в парогенераторе.

3. Поскольку габариты ПГ блока 1200 МВт незначительно отличаются от ПГ для блока 1000 МВт, рассмотрена эффективность сепарационных устройств при форсировании мощности на 104%, показано, что влажность пара составляет не более 0.2%.

4. Показана возможность замены жалюзийных сепарационных устройств на потолочный дырчатый лист, что упрощает, удешевляет конструкцию ПГ и увеличивает ее надежность.

5. Испытания на действующих АЭС показали удовлетворительную равномерность нагрузки зеркала испарения в ПГ практически тех же габаритов при увеличении мощности. Рекомендуется неравномерная перфорация потолочного дырчатого листа, а именно более редкая в местах, которые расположены под пароотводящими патрубками.

6. Показано, что коррозионные процессы трубок ПТО происходят в 4 стадии: отложение продуктов коррозии, пробой окисной пленки (питтинги), рост питтингов, зарождение коррозионных трещин.

7. Можно рекомендовать применение теплообменных трубок с толщиной стенки 1,5 мм, вместо ранее применявшихся 1,3 мм. Это обеспечит несущую способность теплообменных трубок в течении 60 лет при глубине дефектов 85% от толщины стенки.

Если принять за критерий глушения глубину дефекта 85% от толщины стенки, то это позволит снизить количество вскрытий и соответственно реже глушить трубки.

8. Рассчитана дополнительная выработка электроэнергии увеличится на 35·10⁶МВт·ч, за счет увеличения срока службы до 60 лет вместо 30 лет и увеличении мощности блока на 11,7%, что дает дополнительную прибыль 5474,304 млн. р.



Список литературы

1. Парогенератор с опорами. Обоснование способности парогенераторов обеспечить повышенную нагрузку для типовой РУ В-320. 320.05.00.00.000 Д46, ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2008.

2. Отчет о выполнении программы по повышению мощности реактора энергоблока 4 Балаковской АЭС до 104% номинальной мощности. ОЯБ-2-01/335, Филиал ОАО «Концерн Энергоатом» Балаковская АЭС, 2009.

3. Отчет. Анализ результатов сепарационных испытаний парогенераторов 1YB10W01, 1YB20W01, 1YB30W01, 1YB40W01 на этапе освоения тепловой мощности РУ 104% номинальной. Энергоблок №1 Ростовской АЭС, YB.OT.08.2008.ЦЭ, Филиал ОАО «Концерн Энергоатом» «Волгодонская атомная станция», 2008.

4. Лукасевич Б.И., Трунов Н.Б., Драгунов Ю.Г., Давиденко С.Е. Парогенераторы реакторных установок ВВЭР для атомных электростанций. -- М.: ИКЦ «Академкнига», 2004.

5. Трунов Н.Б. Логвинов С.А., Драгунов Ю.Г. Гидродинамические и теплохимические процессы в парогенераторах АЭС с ВВЭР. М.: Энергоатомиздат, 2001.

6. Н.Б. Трунов, Б.И. Лукасевич, В.В. Сотсков, С.А. Харченко. Прошлое и будущее горизонтальных парогенераторов. 7-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам, г. Подольск, Октябрь 2006.

7. В.Д. Бергункер. Целостность теплообменных труб вертикальных и горизонтальных парогенераторов (сравнительный анализ). 7-й Международный семинар по горизонтальным парогенераторам, г. Подольск, Октябрь 2006.

8. Г.Ф. Банюк, А.С. Зубченко, Н.Б. Трунов. Коррозионные повреждения теплообменных труб парогенераторов. Научно-технический сборник «Вопросы атомной науки и техники», вып. 21, Подольск, Издательство ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2008.

9. В.Л. Богоявленский. Коррозия сталей на АЭС с водным теплоносителем. М.: Энергоатомиздат, 1984.

10. Отчет. Анализ опыта эксплуатации ПГ в части механизма деградации на основе баз данных. 320-Пр-581, ФГУПОКБ «ГИДРОПРЕСС», 2005.

11. Структура и коррозия металлов и сплавов. Под ред. Е.А. Ульянина. М.: Металлургия, 1989

12. Погодин В.П., Богоявленский B.JL, Сентюрев В.П. Межкристаллитная коррозия и коррозионное растрескивание нержавеющих сталей в водных средах. М: Атомиздат, 1970.

13. Герасимов В.В. Коррозия реакторных материалов. М.: Атомиздат, 1980

14.Типовая программа эксплуатационного контроля состояния основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с ВВЭР-1000, АТПЭ-9-03, ВНИИАЭС, 2003.

15.Типовая программа контроля за состоянием основного металла и сварных соединений оборудования и трубопроводов атомных электростанций с реакторной установкой ВВЭР-440 при эксплуатации, АТПЭ-2-2005, ВНИИАЭС, 2005.

16. В. Григорьев и др. Обоснование требований к вихретоковому контролю теплообменных труб горизонтальных парогенераторов. Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 38. Россия, г. Подольск, 2006.

17. В. Григорьев и др. Разработка подхода к оценке оптимальной периодичности вихретокового контроля теплообменных труб горизонтальных парогенераторов, Материалы 7-й международного семинара по горизонтальным парогенераторам стр. 36. Россия, г. Подольск, 2006.

18. Ленинградская АЭС-2. Общая пояснительная записка: Проект / ФГУП «СПбАЭП», 2007.

19. Рабенко В.С., Токов А.Ю.Основы проектирования парогенераторов АЭС с ВВЭР: Учеб. пособие / Иван. гос. энерг. ун-т. - Иваново,2002.-116 с.

20. Ривкин С.Л., Александров А.А. Теплофизические свойства воды и водяного пара.- М.: Энергия, 1980.- 424 с., ил.

21. Будов В.М., Фарафонов В.А. Конструирование основного оборудования АЭС. - Учеб. пособие для ВУЗов.-М.: Энергоатомиздат, 1985.- 264 с.,ил.

22. R.W. Staehle and J.A. Gorman. Quantitative Assessment of Submodes of Stress Corrosion Cracking on Secondary Side of Steam Generator Tubing in Pressurized Water Reactors: Part 1-3. CorrozionVol. 59, No 11, 2003.Vol. 60, No 1, 2, 2004.

23. Попадчук В.С., диссертационная работа «Экспериментально-расчетное обоснование проектного ресурса трубного пучка парогенератора ПГВ-1000МКП на основе исследований коррозионных процессов», 2010.

Размещено на Allbest.ru