Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами Кругликов Петр Александрович

Содержание к диссертации

Введение

Глава I Разработка методических положений комплексной оптимизации параметров энергооборудования на основе современных технико-экономических критериев 14

1.1 .Энергетическая ситуация в России и атомная энергетика 14

1.2 Краткий обзор методических подходов к оптимизации параметров АЭС 18

1.3 Вопросы оптимизации параметров и особенности обоснования профиля оборудования энергоблоков АЭС 28

1.3.1.Комплексный подход применительно к задачам оптимизации АЭС 28

1.3.2. Об особенностях расчета влажнопаровых турбин АЭС 34

1.4. Методические положения технико-экономического обоснования технических решений в современных условиях 40

1.5 Выводы. , 56

Глава 2. Разработка методики по исследованию влияния режимных факторов на оптимизацию параметров и выбор структуры тепловой схемы аэс с водо-охлаждаемыми реакторами 57

2.1 Анализ режимов эксплуатации и прогнозов развития как факторов влияющих на выбор оборудования АЭС 57

2.2 Методика учета режимных факторов при технико-экономическом анализе 70

2.3 Математическая модель расчета турбоустановки АЭС на частичные нагрузки 80

2.4. Оценка точности модели 85

2.5 Выводы 88

Глава 3. Исследование целесообразности введения начального перегрева пара на аэс с водоохлаждаемыми реакторами 92

3.1. Начальный перегрев пара на АЭС с ВВЭР 92

3.1 Л. Исходные положения для анализа 92

3.1.2. Влияние начального перегрева на показатели АЭС с реакторами типа ВВЭР-1000 , 96

3.1.3. Определение эффективности энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и прямоточным парогенератором при учете интегральной экономичности 114

3.2. Начальный перегрев пара в канальных реакторах 129

3.2.1 .Основные технико-экономические показатели. 129

3.2.2.Совершенствование схем канальных реакторов с начальным перегревом пара и перспективные направления исследований 138

3.3 Выводы 147

Глава 4. Оптимизация начальных параметров пара и температуры питательной воды 150

4.1. Выбор начального давления пара и температуры питательной воды на АЭС с ВВЭР-1000 и горизонтальным парогенератором 150

4.2. Обоснование применения вертикальных парогенераторов... 161

4.3. Оптимизация системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором 167

4.4. Оптимизация параметров АЭС с водографитовыми канальными реакторами... 184

4.5. Исследование возможностей унификации структуры тепловых схем и профиля вспомогательного оборудования для АЭС с

водоохлаждаемыми реакторами 192

4.6. Выводы 219

Глава 5. Исследование оптимальных характеристик перспективных энергоблоков с реакторами ВВЭР 221

5.1. Выбор основных параметров термодинамического цикла для энергоблока с ВВЭР-1500 221

5.2. Определение структуры тепловой схемы энергоблока с ВВЭР-1500 250

5.3. Выбор параметров теплосилового цикла для АЭС с реактором повышенной безопасности тепловой мощностью 1800 МВт... 263

5.4 Выводы 277

Глава 6. Разработка комплекса технических решений по совершентвованию эксплуатационных характеристик действующих АЭС 282

6.1. Выбор унифицированного поверхностного подогревателя низкого давления 282

6.2. Разработка предложений по реконструкции бойлерных установок турбин К-500-65/ 3000 292

6.3. Оптимизация схемы и повышение эксплуатационной надежности деаэрационно-питательной установки 306

6.4.Повышение надежности и экономичности работы конденсатного тракта турбоустановки К-500-65/3000 317

6.5. Использование насосов с гидротурбинным приводом в схемах турбоустановок АЭС 323

6.6. Повышение надежности и ремонтопригодности систем промежуточной сепарации и перегрева пара 332

6.7. Исследование вариантов перепрофилирования АЭС с реактором ВВЭР-ЮОО в энергоблоки на органическом топливе 346

6.8 Выводы 355

Основные результаты и рекомендации 359

Список использованных источников

• Вопросы оптимизации параметров и особенности обоснования профиля оборудования энергоблоков АЭС
• Методика учета режимных факторов при технико-экономическом анализе
• Определение эффективности энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и прямоточным парогенератором при учете интегральной экономичности
• Оптимизация системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором

Введение к работе

Предлагаемое исследование посвящено изучению закономерностей, сопутствующих некоторым периодам из жизненного цикла атомных электрических станций (АЭС). В частности, в диссертации разрабатываются расчетные обоснования методов оптимизации и проектирования АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, а также некоторые вопросы по совершенствованию эксплуатации, технического обслуживания, ремонта действующих атомных станций.

Областью исследований явилась разработка методов расчета технологических процессов на АЭС, проведение технико-экономических, тепловых и гидравлических J расчетов с целью оптимизации характеристик АЭС, повышения надежности и эксплуатационных показателей их оборудования и систем.

Сразу после перехода из экспериментальной стадии в промышленную атомная энергетика развивалась чрезвычайно динамичными темпами, Немногим более чем за

30 лет развития она заняла существенный сегмент энергопроизводящих мощностей страны (-11 %). В подавляющей своей основе развитие атомной энергетики в СССР осуществлялось на основе водоохлаждаемых реакторов типа РБМК и ВВЭР. После почти 15-летней паузы, вызванной событиями в Чернобыле, общей дестабилизацией экономики России после ликвидации СССР и изменения системы экономических отношений в стране, атомная энергетика может оказаться востребованной в принципиально новых качественных и количественных параметрах. Основные требования, предъявляемые к ней, и задачи, которые ядерные технологии должны решить на современном этапе и в долгосрочной перспективе, изложены в проекте «Основные положения энергетической стратегии России на период до 2020 года» М

2002, «Программе развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998 -

2005 годы и на период до 2010 года», утвержденной постановлением Правительства

РФ 21.07.1998 года и «Стратегии развития атомной энергетики в первой половине XXI века» М. 2001. разработанной Министерством Российской Федерации по атомной энергии. Реализация основных положений указанных документов предусмотрена Федеральной целевой программой «Энергоэффективная экономика на

2002 - 2005 годы и на перспективу о 2010 года» и в ее составе подпрограммой «Безопасность и развитие атомной энергетики Российской Федерации на 2002 - 2005 голы н на перспективу до 2010 года».

Сформулирована задача постепенного перехода к крупномасштабной атомной энергетике. Из основных принципов, параметров и характеристик, присущих крупномасштабной атомной энергетики и описанных в указанных документах, необходимо выделить те, которые имеют непосредственное отношение к данной работе и делают ее актуальной.

В стране с 2001 года начинается наращивание атомных мощностей, которое является следствием ряда объективных факторов:

Ожидаемого внутреннего роста энергопотребления;

Ограниченности запасов и прогнозного резкого удорожания органического топлива;

Необходимости диверсификации энергопроизводства (дегазация) для обеспечения энергетической безопасности страны;

Требований повышения экологической безопасности; - Необходимости наращивания экспортного потенциала и освоения новых рынков атомной энергетики (Азия, Африка, Латинская Америка);

Востребованности ядерных технологий, которые на современный период остаются основой обороноспособности России.

Наращивание атомных мощностей выражается в продлении ресурса и совершенствовании эксплуатационных характеристик блоков АЭС первых поколений, активной достройке блоков повышенной готовности с одновременным улучшением и модернизацией их проектных показателей и систем, проектировании перспективных блоков нового поколения.

С учетом роли атомной энергетики в общеэнергетическом балансе страны, масштабе капиталовложений при сооружении и поддержании в надежной эксплуатации энергоблоков АЭС и стоимостных объемов производимой АЭС продукции - чрезвычайно важной является предлроектная оптимизация термодинамических и конструктивных параметров и правильный выбор основных характеристик и профаія тепломеханического оборудования. Оптимизация термодинамических и конструктивныхл характеристик оборудования при проектировании мощного энергоблока позволяет сократить капиталовложения или получить экономию в процессе эксплуатации, исчисляемые десятками миллионов долларов. Особенно важными представляются разработка и корректное использование оптимизационных методов, критериев и моделей в условиях перехода к новым рыночным условиям хозяйствования и реформы экономических отношений. Не менее важными являются проблемы, возникающие на действующих АЭС, связанные с повышением надежности, экономичности тепломеханического оборудования и совершенствованием режимов его эксплуатации. И в период стагнации в развитии атомных мощностей и на современном этапе не прекращаются работы на действующих АЭС по повышению их надежности, улучшению технико-экономических характеристик оборудования и совершенствованию режимов его работы, унификации технических решений.

Таким образом, представляется актуальной задача по выбору основных параметров и структуры тепловых схем АЭС с' водоохлаждаемыми реакторами с учетом, как традиционных технико-экономических критериев, так и особенностей переходной экономики, возможности участия АЭС в регулировании нагрузки энергосистем и унификации комплектующего оборудования, модернизации систем и режимов работы тепломеханического оборудования с целью повышения его экономичности и надежности. В работе обобщены результаты оптимизационных исследований, выполненных автором для энергоблоков, находящихся в настоящее время в эксплуатации, а также для перспективных энергоустановок АЭС. Тема диссертации непосредственно связана с направлением научных работ, выполняемых в НПО ЦКТИ в последние десятилетия по разработке и совершенствованию профиля оборудования АЭС.

Цель работы Разработка научных и методических основ, а также практических рекомендаций по оптимизации параметров и совершенствованию характеристик оборудования, компонентов и систем АЭС,обоснование мероприятий по повышению их надежности, экономичности и маневренности. Достижение указанной цели создает условия для повышения эффективности действующих и создания новых АЭС повышенной безопасности и конкурентоспособности.

Указанная цель достигается решением следующих задач исследования: - Обоснование оптимальных параметров термодинамического цикла и структуры тепловой схемы действующих и перспективных АЭС с водоохлаждаемыми реакторами; - Выбор оптимальных характеристик и профиля оборудования АЭС на основе разработки методических положений технико-экономического анализа с учетом особенностей переходной экономики, а также возможности привлечения АЭС к регулированию графиков нагрузки энергосистем;

Разработка и внедрение рекомендаций по модернизации систем, совершенствованию эксплуатационных характеристик и режимов работы действующего и проектируемого оборудования АЭС для повышения его надежности, экономичности, маневренности и возможной унификации.

Научная новизна и основные положення диссертации, выносимые на защиту. В целом представленная работа содержит новые научно обоснованные результаты, полученные методами системного подхода, вычислительного эксперимента, математического моделирования и комплексного анализа процессов. Значительная часть полученных результатов и сделанных рекомендаций получили экспериментальное подтверждение в процессе эксплуатации действующих энергоблоков. Результаты являются новыми в решении важной научно-технической проблемы повышения надежности, экономичности и маневренности тепломеханического оборудования АЭС.

При этом получены следующие новые научные результаты: - Разработаны методические положения применимости основных технико- экономических критериев для обоснования выбора термодинамических и конструктивных параметров оборудования_уАЭС в условиях экономики переходного типа; - Разработана методика учета режимных факторов с привлечением интегральной экономичности для технико-экономического анализа профиля энергоблоков АЭС с водоохлаждаемыми реакторами. Выявлено существенное влияние учета режимных факторов на результаты оптимизации тепловых схем АЭС; - Обоснован выбор оптимальных параметров термодинамического цикла для находящихся в эксплуатации энергоблоков с реакторами РБМК-1000 и ВВЭР-1000. Выполнена оптимизация основных параметров и структуры тепловой схемы для перспективных энергоблоков повышенной мощности и безопасности, включая оценку возможности и целесообразности введения начального перегрева пара на АЭС с водоохлаждаемыми реакторами.

Разработана математическая модель расчета турбоустановки, позволяющая учесть ряд специфических факторов, влияющих на экономичность влажнопаровых турбин, а также режимы их работы на частичных нагрузках. Указанная модель явилась основой для исследования тепловых схем в широком диапазоне термодинамических параметров и стоимостных показателей и выдачи рекомендаций по выбору оптимальных характеристик и профилю тепломеханического оборудования;

Предложен ряд технических решений по модернизации систем и оборудования АЭС: конденсатно-питательного тракта; деаэрационно-питательной установки; промежуточной сепарации и перегреву пара; теплофикационной установки; теплообменного и насосного оборудования - с целью повышения надежности, экономичности и совершенствованию режимов работы энергоблоков, а также возможности унификации их оборудования. Все предложенные решения имеют технико-э кономичес кое обосно вание.

Практическая ценность и реализация результатов работы. Практическая ценность и значимость диссертационной работы состоит в том, что результаты расчетных исследований внедрены и используются в практике эксплуатации ряда АЭС России и стран ближнего зарубежья, в проектных организациях и заводах-изготовителях энергетического оборудования.

Реализованы следующие разработки и результаты исследований, выполненные лично автором, под его руководством и в соавторстве: - Обоснованы начальные параметры пара и питательной воды для энергоблоков с реакторами РБМК-1000, ВВЭР-1000; - Применительно к энергоблокам с ВВЭР-1000 обоснована эффективность применения вертикальных парогенераторов насыщенного пара с экономайзерным участком; - Даны рекомендации по выбору оптимальной температуры питательной воды и начальных параметров теплосилового цикла для различных модификаций основного оборудования энергоблока (вертикального парогенератора с выделенным экономайзерным участком, прямоточного парогенератора, парогенератора с выделенным перегревательным участком). Результаты этих исследований вошли в технико-экономическое обоснование энергоустановки с ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором, выполненное ПО "Ижорский завод", эскизные и технические проекты прямоточного парогенератора Подольского машиностроительного завода; Основные технические решения и результаты оптимизации параметров применительно к , перспективному энергоблоку с ВВЭР-1500 использованы в технико-экономических исследованиях НПО "Энергия", эскизных и технических проектах оборудования, разработанных Подольским машиностроительным заводом, ВНИИАМ и ОАО ЛМЗ;

Рекомендации по выбору унифицированного поверхностного ПНД (ПН-3200) реализованы при серийном производстве ПНД на ОАО "Таганрогский котельный завод" применительно к турбинам К-1000-60/3000 ОАО ЛМЗ;

Технические предложения по обоснованию реконструкции конденсатного тракта, повышению эксплуатационной надежности деаэрационно-питательной установки с различной степенью полноты реализованы на ряде энергоблоков Ленинградской, Курской, Смоленской, Игналинской, Южно-Украинской, Волгодонской АЭС; - Использование перспективного технического решения по насосной закачке конденсата феющего пара СПП в напорную линию питательных насосов нашло свое применение на ряде энергоблоков с реакторами В В ЭР-1000 (Южно-Украинская, Хмельницкая, Ровенская, Калининская АЭС), включая и экспортные поставки отечественных АЭС за рубежом;

Обеспечение повышения надежности систем ПСПП и совершенствование условий проведения ремонта на базе разработки пусковых алгоритмов и модернизации схемы обвязки реализовано на Л АЭС.

Достоверность и обоснованность результатов работы обусловлены применением современных методов постановки и решения теплотехнических задач, методов математического моделирования и оптимизации с привлечением ПЭВМ, современных методов оценки эффективности инвестиционных проектов и технико-экономических исследований. Для решения поставленных задач использовалась прошедшая многократную апробацию в различных организациях математическая модель турбоустановки. Полученные результаты сопоставительных расчетов с заводскими проектами и результатами испытаний позволяют высоко оценить работоспособность модели и счггтать ее точность удовлетворяющей требованиям, предъявляемым к оптимизационным моделям АЭС. Значительная часть выводов и рекомендаций работы подтверждена положительными результатами, внедренными и используемыми в течение длительного времени в практике работы ряда АЭС.

Личный вклад автора.

Анализ состояния проблемы, формирование концепции комплексной оптимизации параметров теплосилового цикла АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, постановка задач исследования.

Разработка методов и критериев оптимизации с учетом реальных возможностей технико-экономического обоснования при переходе к рыночным условиям хозяйствования и неопределенности исходной информации.

Разработка методологии учета интегральной экономичности энергоблоков АЭС при выборе параметров и профиля оборудования.

Непосредственное участие в разработке алгоритмов и математических моделей, создании расчетных программ.

Проведение расчетных исследований, обработка, анализ, интерпретация и обобщение полученных результатов.

Выработка практических рекомендаций по параметрам термодинамического цикла, составу тепловой схемы и профилю оборудования для АЭС с водоохлаждаемыми реакторами различных типов.

Внедрение результатов расчетных исследований и рекомендованных технических решений на энергоблоках АЭС с целью повышения их надежности, экономичности, маневренности и ремонтопригодности.

Апробация работы. Основные результаты работы докладывались и обсуждались на семинарах и секциях научно-технического совета НПО ЦКТИ в 1975 - 2003 г.г, (г. С.Петербург), на отраслевых совещаниях и заседаниях секций научно-технического совета Министерства тяжелого, транспортного и энергетического машиностроения в 1975-1992 г.г. (г. Москва); на отраслевом семинаре «Инженерные и экономические аспекты ядерной энергетики» (г. Москва, НИКИЭТ, 1975г.), на межвузовских научных семинарах по повышению эффективности и оптимизации теплоэнергетических установок (г.Саратов, СПИ, 1983, 1989, 1997г.г.); на Всесоюзном научно-техническом семинаре «Опыт эксплуатации и перспективы дальнейшего развития паротурбинного оборудования АЭС» (г. Удомля, Калининская АЭС. 1984г.): на Всесоюзном семинаре «Методы комплексной оптимизации установок по преобразованию тепловой и атомной энергии в электрическую» (г.Иркутск, СЭИ, 1985г.); Международном форуме «Наша общая окружающая среда» (г. С. Петербург, 1992г.), конференции «Направления развития электростанций Украины» (г.Донецк, 1992г.), научно-техническом совещании «Нетрадиционная электроэнергетика - проблемы и перспективы развития» (п.Дивноморск, 1993г.), научно-практической конференции «Совершенствование теплотехнического оборудования электростанций» (г.Екатеринбург, 1995 г.), научно-техническом совещании «О рациональных схемах технического перевооружения энергоблочного оборудования» (г.Заинск, 1996г.), научно-технической конференции «Проблемы энергосбережения» (г.Алушта, 1996г.), международных энергетических форумах (Болгария, г.Варна 1997, 1999г.г.), Всероссийском совещании «Проблемы технического перевооружения и продления ресурса турбинного оборудования электростанций» (пСПетербург, 1999г.), научно-технической конференции «Перспективы и проблемы развития атомной энергетики России и ряда государств бывшего СССР на пороге XXI века» (г.С .Петербург, 1999г.), Юбилейной научно-технической конференции СЗПИ (г.С.Петербург, 2000г.), Научном Совете по проблемам теплоэнергетики и энергомашиностроения Санкт-Петербургского научного центра РАН (Г.С.Петербург, 2001г.), 7-ой научно-практической конференции «Энергосбережение. Технология сервиса энергооборудования» (г.СПетербург, 2001г.), научно-практической конференции «Экономика энергосбережения» (г.Москва, 2002г.), Всероссийском научно-практическом семинаре «Обеспечение работы энергооборудования ТЭС и АЭС после сверхдлительной эксплуатации» (г.СПетербург, 2002г.), Всероссийской научно-технической конференции «Перспективы участия атомной энергетики в решении энергетических проблем российских регионов (г.СПетербург, 2003 г.).

Опубликованность результатов. Автором лично и в соавторстве опубликовано более 70 работ по проблемам энергетики и энергомашиностроения, в том числе основное содержание выполненных исследований и практических разработок непосредственно по теме диссертации изложено в 51 публикациях, из них 3 авторских свидетельства на изобретения и 2 учебных пособия.

Необходимо отметить, что некоторые методологические положения, используемые в диссертации применительно к оптимизации и исследованию АЭС, были получены при разработке и исследовании критериальных зависимостей технико-экономического анализа, в работах, выполненных в соавторстве, посвященных проблемам общей энергетики, промышленной энергетики и энергосбережению. Указанное обстоятельство свидетельствует о том, что постановка и решение технико-экономических оптимизационных задач в разных областях энергетики имеют много общего.

Постановка задачи, результаты исследований и выработанные рекомендации являются результатом выполнения многочисленных бюджетных и договорных работ, выполненных автором лично и в соавторстве за время работы в НПО ЦКТИ в период 1971-2003 г.г.

Заказчиками исследований являлись Министерство энергетического машиностроения, Минсредмаш, Минэнерго, концерн «Росэнергоатом» и подведомственные им организации: исследовательские и проектные институты, а также заводы изготовители оборудования и АЭС.

Огромную признательность и благодарность за постоянную помощь на различных этапах своей работы и научного становления автор выражает безвременно ушедшим из жизни профессорам, докторам технических наук Н.М.Кузнецову, Л.П.Сафонову, В.А.Иванову.

Постоянное внимание к работе, ценные советы и замечания автор получал от профессоров д.физ.-мат.н. Ю.К.Петрени, д.т.н. А.В.Судакова, д.т.н. ЛА.Хоменка, д.т.н. З.Ф.Каримова.

Автор благодарит своих коллег, сотрудников НПО ЦКТИ Смолкина Ю.В., Гринмана М.И., Федера Е.В., Шлемензона К.Т., Буровникова Г.А., Суворова П.П., Шабуна Я.Б., Баженова В.В., Дубилета СЛ. и многих других за сотрудничество на разных этапах работы.

, Глава 1 РАЗРАБОТКА МЕТОДИЧЕСКИХ ПОЛОЖЕНИЙ КОМПЛЕКСНОЙ ОПТИМИЗАЦИИ ЭНЕРГООБОРУДОВАНИЯ НА ОСНОВЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ КРИТЕРИЕВ

1.1 ЭНЕРГЕТИЧЕСКАЯ СИТУАЦИЯ В РОССИИ И АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА Кризисные явления 90-х годов прошлого века сделали своевременной постановку задач стратегического планирования и мер по реализации комплексной задачи воспроизводства и развития топливно-энергетического комплекса России. Ожидаемый экономический рост, обуславливающий спрос на продукцию и услуги отраслей топливно-энергетического комплекса (ТЭК), ставит перед последним необходимость решения унаследованных и накопившихся за годы реформ проблем и масштабного эффективного развития [ 143].

Одной из таких проблем сегодня для России является недостаточная диверсификация структуры топливно-энергетического баланса, характеризующаяся чрезмерной ориентацией на газ. По ряду оценок [189,160,200,143] доля газа в топливно-энергетическом балансе превысила пределы допустимого уровня энергетической безопасности. Неоднократно высказываются соображения, что любая моносистема топливоснабжения, в том числе и ориентированная только на газ, не может обеспечить надежного существования страны, ее энергетической безопасности, а тем более ее успешного развития. Поэтому, несмотря на важнейшие преимущества газа, как топлива, в ближайшие годы долю его в электроэнергетике необходимо ограничивать.

Общая доля газовой составляющей в России в электроэнергетике составляет 65%, а в европейской части страны 73% и более. Платежеспособный внутренний спрос на газ при ценах, обеспечивающих самофинансирование газовой отрасли, в обозримый период практически не достижим. Необходимо также учитывать реальность увеличения стоимости газа уже в ближайшей перспективе. Это увеличение уже происходит достаточно динамично и наблюдается все последнее десятилетие. Поэтому идеология «газовой паузы» предложенная в 80-е годы XX века постепенно приводит российскую экономику к « газовой ловушке»[189].

Крупные запасы органического топлива в России, в частности запасы газа, являются национальным достоянием и в стратегическом плане необходимо предполагать ограничение их энергетического использования, включая и экспорт.

Таким образом, одной из приоритетных задач обеспечивающей энергетическую безопасность государства, снижающей влияние внешних факторов риска и не допускающей развитие кризисных ситуаций в энергообеспечении страны является развитие крупномасшабных энергетических технологий.

В сегодняшних условиях России такой энергетической технологией является атомная энергетика, которая обладает неоспоримыми положительными качествами. Это неограниченные ресурсы топлива, высокая энергоемкость, возможность высокой концентрации отходов энергетического производства, наличие апробированных в энергетике ядерных технологий, доказанная экономическая конкурентоспособность и техническая безопасность.

Динамика развития и долевое участие каждой энергетической технологии в балансе производства энергии определяются в основном ресурсами топлива, экономическими показателями и безопасностью эксплуатации.

Оценки запасов ядерного топлива даже при консервативных предположениях о возможном извлечении показывают, что производство атомной энергии не встретит ресурсных ограничений на обозримый период времени. Суммарные запасы природного и накопленные ресурсы регенеративного урана обеспечивают топливо для атомной энергетики без ограничения и на отдаленную перспективу[ 143,4].

Успехи ядерной энергетики в обеспечении преимуществ в технико-экономических показателях очевидны. В условиях свободного рынка электроэнергии, большинство действующих АЭС сохраняют свою конкурентоспособность по сравнению с ТЭС на ископаемом топливе. Производство электроэнергии на АЭС с 1986г. наиболее трудного для ядерной энергетики, в мире удвоилось к 2002 году в результате ввода новых мощностей, увеличения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) и повышения эксплуатационных характеристиці32]. Технико-экономический анализ показателей АЭС, оснащенных новыми типами реакторов, с показателями ТЭС и ПГУ и экономически чистых паротурбинных ТЭС на угле, проведенный в условиях сохранения цен на органическое топливо на уровне, прогнозируемом для 2010 г., показывает, что АЭС сохраняют свою эффективность. Конкурентоспособность АЭС по сравнению с эффективными ТЭС на органическом топливе, подтверждается и более низким уровнем тарифов на электроэнергию[160.179]. В случае удвоения цен на все виды топлива для ядерной энергетики стоимость электро- энергии АЭС увеличится менее чем на 10%, а для ТЭС на природном газе - почти на 60%[108].

В последнее время при рассмотрении различных энергетических технологий обращается все большее внимание не только на непосредственную технологическую стоимость производства электроэнергии, но и на полную стоимость возмещения экс-терналий (всех ущербов), которые сопровождают производство и распределение энергии. Учет экстерналий стоимости выброса углерода, по ряду предварительных оценок, может привести к увеличению стоимости « угольного электричества» на 25-100%, газового на 40%, при этом стоимость «ядерного « электричества практически не измсняется[189].

Как уже отмечалось, назрела ситуация по «дегазации» отечественной электроэнергетики. Этот процесс может быть осуществлен на основе развития энергетики, самофинансирование которой вполне достижимо при умеренных тарифах. Замещение выбывающих « газовых» ТЭС позволит увеличить экспорт газа. При развитии атомной энергетики до 70 ГВт к 2030году замещение природного газа могло бы возрасти с 39 млрд. м³/год (в 2000 году) до 145 млрд м³/год к 2030 году [189]. Т.е. для европейской части России из «газовой ловушки» вполне возможен «ядерный выход».

Наибольшую остроту в дискуссиях о будущем атомной энергетики приобрели вопросы безопасной эксплуатации и воздействия на окружающую среду. Атомная энергетика наработала около 8000 реакторо-лет, из них более 5000 без значительных аварийных ситуаций после апреля 1986 г. [189,132]. Это может расцениваться как крупный успех ядерной технологии. Т.е. безопасность эксплуатации современных АЭС приемлема при существующих масштабах ее развития. И эти масштабы достаточно впечатляющи. За первые 30 лет своего существования атомные блоки достигли единичной мощности 1500 МВт и в энергобалансе страны достигли 11% мощностей. Свои позиции атомная энергетика сохраняет и как один из основных мировых источников энергии. На ее долю приходится до 17 % производимой в мире электроэнергии. На начало 2000 года в производстве электроэнергии ряда стран (Франция, Литва, Бельгия, Болгария, Словения. Швеция. Украина) доля АЭС составляла около 50% и более. В некоторых странах (Корея, Финляндия, Япония и др.) эта доля составляла 30-40%[189]. Уже сейчас в России доля поставки электроэнергии от АЭС на федераль- ный оптовый рынок энергии и мощности (ФОРЭМ) более 40 %, примерно такая же доля поставки электроэнегии от АЭС на экспорт[41].

Таким образом, существуют все объективные предпосылки и условия для постепенного перехода к крупномасштабному развитию отечественной атомной энергетики на базе обеспечения экономичной и безопасной эксплуатации действующих АЭС, а также разработки качественно новых перспективных энергоблоков на принципах технологий повышенной безопасности и замкнутого топливного цикла{160].

Существуют исследования обосновывающие ориентацию в стратегическом развитии ядерной энергетики на традиционную двухкомпонентную структуру , как наиболее обоснованную. Это означает, что даже к началу XXII века в структуре ядерной энергетике предполагается гармоничное присутствие не только быстрых реакторов, ориентированных на наработку нового топлива, но и тепловых водоохлаждаемых покрывающих многообразный спектр потребностей: электроэнергетика, станции теплоснабжения, производства высокопотенциального тепла и др. При этом приближенные оценки соотношения доли тепловых и быстрых реакторов в будущей модели атомной энергетики несколько разнятся. Ожидаемая доля мощности тепловых реакторов в атомной энергетике колеблется от70% до 20% в зависимости от выбранных вариантов развития крупномасштабной атомной энергетики! 155,46,4].

При любом из рассмотренных сценариев согласно « Программе развития атом ной энергетики Российской Федерации на 1998-2005 годы и на период до 2010 года» разработка и внедрение проектов АЭС нового поколения повышенной безопасности с улучшенными технико-экономическими показателями являются необходимыми фак торами обеспечения развития атомной энергетики в составе топливно- энергетического комплекса РФ. '

Отличительными особенностями отрасли при этом являются: -существование единого комплекса «топливно-сырьевые ресурсы-производство энергии-обращение с отходами»; -готовность к реализации высокотехнологичных и экономически эффективных проектов энергетических комплексов, связанных с необходимостью оптимизации и повышения эффективности систем энергообеспечения и эксплуатации АЭС[143],

Отечественная атомная энергетика стоит перед решением двух важнейших задач: -продление срока службы действующих АЭС в основной своей массе оснащенными блоками с водоохлаждаемыми реакторами, при одновременном совершенствовании их эксплуатационных характеристик (безопасности и технико-экономических); -приступить к реализации проектов энергоблоков нового поколения повышенной безопасности, которые также в существенной степени будут базироваться на внедрении установок с водоохлаждаемыми реакторами.

При этом необходимо учитывать, что в связи с прогнозируемым бурным развитием ядерной энергетики в странах азиатского региона, Ближнего Востока, Африки, Южной Америки, возникает острая конкурентная борьба на ядерном рынке. Россия должна предпринять существенные усилия для создания конкурентоспособного энергоблока АЭС[4]. Это является одним из принципиальных условий сохранения и поддержания ядерного потенциала страны. Определяющими показателями будут безопасность и экономическая привлекательность.

Важнейшим результатом решения указанных задач должно явиться повышение энергетической безопасности Российской Федерации в обеспечении надежного энергопотребления страны, безопасной эксплуатации действующих АЭС, замещения выбывающих электростанций энергоблоками АЭС нового поколения, экономии органического топлива и улучшения экологической обстановки.

1.2 КРАТКИЙ ОБЗОР МЕТОДИЧЕСКИХ ПОДХОДОВ К ОПТИМИЗАЦИИ

ПАРАМЕТРОВ АЭС

Начальному этапу становления ядерной энергетики соответствовало положение, при котором исходные данные для проектирования имели значительную неопределенность, а объем информации об объекте подлежащем оптимизации был недостаточен. На этом этапе отсутствовала возможность точного описания взаимосвязей параметров между собой и с целевой функцией, и первоочередной была задача проведения общего теоретического анализа условий выбора термодинамических циклов и их параметров для АЭС. Были разработаны эффективные аналитические методы оптимизации, позволяющие выявить основные термодинамические зависимости параметров и влияние исходных данных на результаты оптимизации[20,187_т104,52,17.16].

В этих работах рассматривались вопросы выбора критерия совершенства термодинамических циклов АЭС; определялась взаимосвязь параметров турбоустановки с параметрами реактора; выявлялись технические ограничения по организации цикла и разрабатывались методы его теплового расчета; определялось влияние параметров цикла на технико-экономические показатели АЭС.

Для определения оптимальных параметров теплосиловых циклов АЭС на указанном этапе использовались аналитические методы оптимизации, которые в основ* ном, сводились к нахождению минимума расчетных затрат путем приравнивания нулю их частных производных и решению полученной системы дифференциальных уравнений. Хотя в указанных работах при рассмотрении аналитических зависимостей принимались определенные упрощения и допущения, исследования послужили основой дальнейшего совершенствования термодинамических циклов АЭС с учетом до-полнительной информации появившейся при проектировании и эксплуатации энергетического оборудования. Оптимизация с использованием аналитических зависимостей позволила с минимальными затратами времени и средств получить обобщенные зависимости для оптимальных параметров и выявить влияние на них различных сочетаний технико-экономических факторов. Например, в работе[104] выведена обобщенная формула для оптимальной температуры питательной воды на АЭС. В частности, для АЭС без водяного экономайзера парогенератора и в условиях постоянных капитальных затрат и постоянной тепловой мощности реактора

Т~. Ьа±Ы. _ (1.1)

А t "*' ^j". где Т_2ц-температура конденсации пара; п,""^ - максимально возможный КПД цикла, достигаемый при минимуме необратимых потерь;п - число регенеративных подогревателей; A₂t разность температур между греющим паром и водой на выходе из каждого подогревателя.

В этой же работе приводятся аналитические выражения при различных условиях оценки АЭС для определения наивыгоднейших температур подвода тепла в цикле и оптимальной температуры начала вторичного перегрева. Для определения оптимальной начальной температуры пара и оптимального началь- ного давления при ряде упрощающих предпосылок в работе[17] приводятся формулы. + а-1 (1.3)

Т- ^—5 (1-2) VT - _ . ПА.?*-

1 - 8140Гя„»«- ^{L W( ,Л>/}"^Р (1-17, )яЛг*гС, T^m\T_iS-температура насыщения соответствующая оптимальному начальному давлению пара в цикле и температура конденсации пара в цикле; л.;; ц_оі -внутренний КПД цикла и внутренний относительный КПД процесса расширения; ті_ку; tj^, - КПД пароге-нераторной установки и трубопроводов; т_г - число часов работы установки за год; Ц_т -расчетная стоимость топлива; т* - число элементов, капиталовложения в которые зависят от исследуемого параметра; к^-коэффициент отражающий зависимость капиталовложений от параметра; С_Р|-изобарная теплоемкость теплоносителя в начале процесса расширения; СІ-полезная работа цикла; р-коэффициент учитывающий потери от дросселирования рабочего тела в парогенераторе; г]_н-внутренний относительный КПД процесса сжатия рабочего тела; Т₍-начальная температура расширения рабочего тела; i>js/^ut -отношение удельных объемов рабочего тела в начале и конце процесса подвода тепла; артермодинамический коэффициент изобарного расширения для точки начала процесса расширения, определяется как _«« _ 'їм Чі V Чі Hf^AS ' \'Ін"\ }\ 11 А \

Как правило, подобные формулы носят довольно громоздкий характер, многие коэффициенты в них определяются весьма приближенно с помощью трудоемких вычислений. Кроме того ряд величин таких как, I,; С_р;; Пи Пі¹*"; ^кі<>; ^u4si *>i и т.д. должны выбираться соответствующими значениям оптимальных параметров, поэтому первоначально задаются с последующим итерационным уточнением.

Использование ЭВМ для решения системы нелинейных уравнений и нахождения экстремума целевой функции (минимума расчетных затрат) от оптимизируемых параметров позволило значительно снизить степень идеализации реальных процессов в ядерной энергетической установке, одновременно увеличив количество оптимизируемых параметров. Такое сочетание численных и аналитических методов характе- ризует, в частности, работу[144], в которой дается общее математическое описание турбоустановки и исследуются оптимальные параметры системы регенерации и промежуточного перегрева турбоустановки К-500-65. В частности, полученные там результаты базируются на полученных аналитическим путем формулах. Например, выражение для оптимального подогрева воды в j-ом регенеративном подогревателе выглядит как где Ь_і+1-теплоперепад в вышестоящем отсеке турбины; д/_/4., - тепло, отдаваемое греющим паром в смежном подогревателе; Ai_x(;„„ - тепло, отдаваемое дренажем в смежном подогревателе;^- изобарная теплоемкость воды; Ди,;Д5, - разности удельных объемов и удельных энтропии сухого насыщенного пара и кипящей воды; ?_щ приращение полезной работы расширения пара; Р_т - сумма нормативного коэффициента эффективности и доли отчислений на ремонт и амортизацию подофевате-ля; 3, - затраты на замещаемую электроэнергию; Ц, - удельная стоимость поверхности подогревателя; т|_мг - произведение механического КПД и КПД генератора;/^- изменение суммарной поверхности нагрева смежных подофевателей, определяемое в свою очередь довольно громоздким аналитическим выражением.

По мере роста объема информации об оптимизируемом объекте, учете конструктивных и режимных факторов, накоплении опыта эксплуатации и проектирования энергоблоков АЭС с водоохлаждаемыми реакторами, выявляется необходимость более точного учета зависимостей параметров от взаимовлияющих факторов и ограничений, накладываемых на оптимизируемые параметры. Эти обстоятельства увеличивают количество оптимизируемых параметров, усложняют их взаимосвязь и затрудняют применение аналитических методов без значительного упрощения реальных зависимостей. Например, вопросу оптимального распределения приращения температуры питательной воды в системе регенеративного подогрева посвящен ряд работ [145.173.174]. Однако, как правило, в них рассматриваются турбоустановки, основанные на идеализированной схеме, когда давление отбора определяется только из рассмотрения схемы регенерации без учета реального числа ступеней в проточной части, В то же время в турбоустановках АЭС с водоохлаждаемыми реакторами число ступе- ней невелико и возможности для организации отборов пара на регенерацию крайне ограничены. Это обстоятельство делает зачастую затруднительными попытки аналитической оптимизации системы регенерации.

Таким образом, при реализации аналитических методов оптимизации параметров возникал ряд трудностей и ограничений по сфере их применения. При большом числе оптимизируемых параметров эти методы становились весьма сложными в части решения системы уравнений. Кроме того, аналитические методы дают возможность найти экстремум только в том случае, если он лежит внутри, а не на границе области возможных значений аргументов[156]. В силу указанных обстоятельств, для выбора оптимальных параметров теплоэнергетического оборудования АЭС, как наиболее эффективные и общепринятые методы исследований, стали применяться методы математического моделирования на ЭВМ. Эти методы позволяют достигнуть необходимой степени точности в описании оптимизируемого объекта и находить экстремум функции при решении многофакторных задач. Основным принципом использования численных методов и математического моделирования при оптимизации параметров энергоблоков АЭС с помощью ЭВМ посвящены работы[156,15]. Ряд авторов в основу математических моделей оборудования АЭС закладывали графовые представления! 135,217]. В этих работах проводилась оптимизация схемных параметров системы промежуточной сепарации и перегрева пара, конструктивных параметров пароперегревателя и параметров системы регенерации для турбоустановок К-220-44; К-500-60/1500; К-750-65/3000.

Одним из способов оптимизации параметров АЭС является использование методов декомпозиции и синтеза тепловых схем по определяющим параметрам. Сложность задачи математического моделирования АЭС требует декомпозиции полной задачи оптимизации на ряд меньших по объему и числу оптимизируемых параметров. Поэтому, как правило, при оптимизации необходима разработка иерархической системы моделей. Моделями нижнего уровня являются элементы АЭС, верхнего АЭС в целом. При этом оптимизация внутренних параметров каждого элемента проводится при заданных параметрах связи. Параметрами связи являются параметры в сечениях, разделяющих АЭС на части, например, для парогенератора и турбоустановки параметрами связи являются расход, давление и температура острого пара, а также температура питательной воды. Применение методов декомпозиции показано в работе[223]

, в которой находятся оптимальные параметры парогенератора и турбоустановки атомохода с реактором PWR и заданными параметрами 1 контура. Метод синтеза тепловых схем АЭС подразумевает оптимизацию структуры тепловых схем на основе on* ределяющих параметров паротурбинной установки. В частности, в работах[ 156,26] таким определяющим параметром является давление пара на входе в элементы схемы. Все изменения состава схемы производятся исключением неработоспособных элементов из состава максимальной схемы : теплообменники исключаются при нулевой или отрицательной тепловой мощности, сепараторы-при нулевой влажности. Отборы пара делят всю схему паротурбиной установки на звенья, содержащие отсек турбины и элементы, подключенные за этим отсеком. Все звенья рассчитываются последовательно по единому алгоритму расчета обобщенного звена, содержащего все возможные элементы. Эта методика разрабатывалась применительно к оптимизации теплосиловой части АЭС с реакторами В В ЭР-1000 и канальным реактором мощностью 1100-1250 МВт.эл.

Важные принципы методического подхода к оптимизации энергоблоков АЭС разработаны в работе [15]. В подтверждение всей практики оптимизационных исследований АЭС установлено, что невозможно оптимизировать в одной программе весь комплекс параметров характеризующих данную теплоэнергетическую установку. Наиболее целесообразной для АЭС является система взаимосвязанных моделей: реактор, парогенератор, турбоустановка. В свою очередь возможно деление турбоустановки на элементы: проточная часть, тепловая схема, система промежуточной сепарации и перегрева, система регенерации, конденсатор - водоохладитель. Разбивка позволяет рационально, с учетом специфических особенностей функциональных зависимостей между параметрами каждого элемента, построить их математическое описание и провести оптимизацию, как отдельных элементов, так и основного оборудования АЭС, путем последовательного уточнения.

Учитывая возможность применения различных модификаций основного и вспомогательного оборудования как для эксплуатируемых и подлежащих продлению ресурса мощностей АЭС, так и для новых планируемых к вводу, нельзя проводить оптимизацию параметров, а, следовательно, и выбор комплектующего оборудования для АЭС без учета требований унификации. В общем виде методический подход к этим проблемам в отношении теплоэнергетических установок рассматривается в ра-6оте[17].

Практические отдельные шаги по проблеме унификации оборудования АЭС на базе технико-экономической оптимизации параметров, совершенствовании структуры тепловых схем, сближении их для различных модификаций энергоблоков АЭС, были предприняты в 80-х годах прошлого столетия в НПО ЦКТИ совместно с рядом энергомашиностроительных заводов бывшего Министерства энергетического машиностроения СССР[29,28,72,8.0,113].

Одним из направлений исследований при оптимизации параметров и структуры тепловых схем АЭС у ряда авторов являлся учет отклонений режимов работы энергоблока от номинального.

Как правило, учет изменения условий работы и показателей АЭС в регулировочном диапазоне нагрузок в практике оптимизационных расчетов сводился к расчету приведенных затрат по изменяемому коэффициенту нагрузки энергоблока. То есть, учет влияния различных режимов работы АЭС сводится при проектировании к варьированию числа часов использования установленной мощности, определяемого как \N(h)dh где N (И)-текущее значение уровня мощности АЭС.

Такой подход характеризует, например, работы[8; 11,163], в которых проводилась оптимизация термодинамических параметров с учетом сниженного значения коэффициента нагрузки энергоблока. Однако, изменение удельного расхода тепла по машинному залу АЭС при изменении нагрузки, обычно, либо не учитывалось, либо учитывалось по очень упрощенным зависимостям. В то же время, очевидно, что одно и тоже значение h_y может соответствовать совершенно разным режимам работы энергоблока в течение года.

Для оптимизационных исследований АЭС важным является методическое положение, суть которого сводится к тому, что «при оптимизации параметров энергоблоков с учетом режимных условий необходимо иметь в виду, что рабочие процессы турбины при номинальном и текущем режимах не совпадают» [17]. Дальнейшее развитие этого положения сделано относительно оптимизации ТЭС и ограничивается рекомендациями использовать при аналитическом решении задачи оптимизации дифференциальные зависимости для каждого текущего режима [16].

Существуют исследования, в которых получены изменения параметров теплосилового цикла и выявлены термодинамически оптимальные их значения для режимов работы на пониженных уровнях мощности энергоблока. В частности, в работе [ 188] проведены исследования турбоустановки мощностью 800 МВт, работающей на органическом топливе, при различных режимах мощности. В результате получены значения КПД блока в зависимости от температуры питательной воды и числа регенеративных подогревателей при различных нагрузках. Однако авторы не использовали полученных результатов для дальнейшей технико-экономической оптимизации параметров и структуры ТЭС. В работе [218] исследованы оптимальные значения начальных параметров цикла, температуры питательной воды и промежуточного перегрева для маневренных ТЭЦ с турбиной Т-180/ 210-130 и котлом Еп-670-140. На основе аналитических зависимостей с учетом различных графиков нагрузки и меняющейся стоимости топлива определялись условия оптимума параметров по минимум приведенных затрат при \ дх J у дх ) где х - искомый параметр;А 3 - приведенные затраты по вариантам.

Исследование характеристик турбоустановки для АЭС приводилось в рабо-те[92], Для турбоустановки К-1000-60/ 1500-2 авторами получена серия поправок на отклонение параметров и режимов работы энергоблока, позволяющая определить итоговые изменения мощности и удельного расхода тепла. Полученные результаты предоставляли несомненный интерес для оценки эксплуатационных условий работы энергоблока, но были ограничены небольшим диапазоном исследуемых изменений и не предназначались для оптимизационных пред проектных исследований. Анализ оптимальных характеристик системы промежуточного перегрева для турбоустановки К-750-65/ 3000 с канальным водоохлаждаемым реактором выполнен в работе [208]. Критерием оптимума параметров был принят минимум переменной части приведенных затрат в виде

2шЦ_т^Ы,т1В,ц, + рК (1.7.) где Ni- средняя нагрузка в интервале г графика нагрузки с внутренним КПД блока n,_s; Цт- стоимость загрузки топлива; В; - глубина выгорания ядерного топлива.

При этом была рассмотрена работа турбоустановки в полупиковом режиме с выделением четырех зон графика нагрузки. Было определено влияние графика нагрузки ка оптимальное разделительное давление и выявлены зависимости наивыгоднейшей скорости нагреваемого пара и оптимального температурного напора от разделительного давления. Все значения оптимальных параметров определились аналитически решением уравнений типа где дс, - параметр, по которому ищется оптимум.

Полученные зависимости имели пологий характер и показывали весьма слабую взаимосвязь оптимальных параметров системы промежуточного перегрева от учета режимных факторов.

Изменение тепловой экономичности турбоустановки учитывалось коэффициентами, составной частью которых являлся внутренний относительный КПД турбоустановки. Однако, неясно, какими обобщенными аналитическими зависимостями могло быть получено удовлетворительное значение изменения этого показателя на частичных режимах работы.

Важные методические положения, по учету неноминальных режимов АЭС при технико-экономическом обосновании профиля энергоблока содержатся в рабо-тах[95,96]. Ценным является и то, что в работе приводятся результаты реализации этих положений при исследовании АЭС с реактором РБМК мощностью 1000 МВт. Полученные авторами результаты свидетельствуют, что режимы использования энергоблока влияют на оптимальную структуру тепловой схемы турбоустановки. В частности, при малом числе часов использования установленной мощности (h_y <4000час/ год) варианты, учитывающие экономичность только при номинальных режимах или же экономичность с учетом частичных нагрузок, отличаются по суммарной поверхности регенерации более, чем на 10 %, а также оптимальным числом выхлопов в ЦНД. При h_y=3500 час/ год из-за неучета частичных нагрузок (и связанного с этим неточного выбора параметров оборудования) был получен значительный перерасход затрат (ДЗ). Основываясь на полученных результатах, авторы не без осно- ваний утверждают, что при выборе параметров оборудования и схемы турбоустановки, предназначенной для работы с загрузкой менее 4000 час/ год необходимо учиты-вать частичные нагрузки при расчете показателей энергоблока. Вывод беспорно верный, однако полученный авторами предел по учету показателей частичных нагрузок (п_у <4000 час/ год) вызывает сомнения. В обозримой перспективе трудно представить себе АЭС с такой годовой наработкой, по сути, приближающейся к работе в пиковой части графика энергопотребления. Не ясны методы используемые авторами для определения экономичности турбоустановки на частичных нагрузках. Полученные результаты можно оценить как чрезвычайно осторожные, ибо влияние учета показателей частичных нагрузок сказывается на выборе оптимальных параметров и структуры блока, даже при суммарной наработке АЭС с h_y= 5S00-6000 час/ год, что вполне реально по техническим возможностям даже для существующих энергоблоков.

Методические положения, обосновывающие решение задачи по оптимизации параметров II контура для энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами с учетом участия АЭС в регулировании графика нагрузки энергосистем разрабатывались в ра-ботах[73,113,177]. При этом было установлено влияние режимных факторов на результаты оптимизации параметров и структуры тепловых схем АЭС даже в условиях работы при достаточно высоком значении числа часов использования установленной мощности (5500-6500 час/ год). Дальнейшее развитие это направление исследований получило и в ряде разделов данной работы.

В последние годы шла дальнейшая разработка и углубление уровня знаний по вопросам оптимизации параметров АЭС и выбору их оптимальных характеристик с целью повышения экономичности, надежности и маневренности в условиях комплексного подхода к указанным проблемам. К работам, внесшим крупный вклад в этом направлении, следует отнести исследования научной школы Саратовского политехнического института[16,9,10].

В монографии! 13] исследован обобщенный подход к анализу и поиску оптимальных характеристик ядерного блока на примере АЭС с ВВЭР с учетом показателей надежности, экономичности и маневренности. Анализу возможности использования крупных турбоустановок АЭС и оптимизации их характеристик при различных режимах работы, способам и технологическим аспектам их участия в регулировании нагрузок системы посвящены работы[ 19,99,106,207].

Возможности использования реакторного оборудования для повышения маневренности энергоблоков и проблемы, возникающие применительно к элементам реакторной установки при изменении мощности тепловых энергетических реакторов, исследуются в работах [1,54,100,161,204,85].

Чернобыльская катастрофа 1986 г. наложила определенный отпечаток на масштабы научных исследований и проектных разработок применительно к атомной энергетике и даже предопределила фактический мораторий на широкий ввод мощностей АЭС.

Не способствовало усилению научных исследований и реформирование экономики страны в 90-е годы и сопутствующая этому процессу стагнация по вводу новых энергетических мощностей. Эти процессы в определенной степени затормозили развитие оптимизационных исследований, разработку и совершенствование перспективных проектов в атомной энергетике. Вместе с тем накопление новых знаний и проведение исследований по указанным направлениям никогда полностью не прекращались.

Например, в последние годы были выполнены исследования, обобщающие работы, проводимые по оптимизации и совершенствованию характеристик систем промежуточной сепарации и перегрева пара применительно к АЭС с водоохлаждае-мыми реакторами [109,213]. Ряд работ исследовал вопросы оптимизации эксплуатационных характеристик действующих АЭС с целью повышения их надежности и экономичности, а также выбору методов оптимизации и обоснованию параметров оборудования для перспективных энергоблоков АЭС[91,112,114,151,178,186].

В настоящее время создаются необходимые предпосылки к развитию крупномасштабной атомной энергетики и реализации ее принципиальных особенностей. Очевидно, эта ситуация требует новых исследований по оптимизации параметров и характеристик АЭС и новых подходов к их реализации в рыночных условиях.

1.3 ВОПРОСЫ ОПТИМИЗАЦИИ ПАРАМЕТРОВ И ОСОБЕННОСТИ ОБОСНОВАНИЯ ПРОФИЛЯ ОБОРУДОВАНИЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС 1.3.1 Комплексный подход применительно к задачам оптимизации АЭС В наиболее полной постановке задача оптимизации энергоблока АЭС включает оптимизацию термодинамических, расходных, конструктивных и компоновочных параметров, а также вида тепловой схемы при учете внешних и внутренних связей. Под видом тепловой схемы АЗС подразумевается совокупность возможных реализаций рассматриваемого термодинамического цикла. Отдельные компоненты тепловой схемы АЭС могут отличаться: наличием или отсутствием промежуточного перегрева, числом промежуточных перегревов, числом ступеней регенеративного подогрева, особенностями включения регенеративных теплообменников по греющему и нагре- ваемому теплоносителям, особенностями включения агрегатов собственных нужд и

Задача оптимизации энергетических установок, и в частности АЭС, включает также выбор критерия оптимизации, разработку математических моделей и выбор метода оптимизации. Для обоснования выбора перспективных типов АЭС, областей их использования, оптимизации схем и характеристик необходима разработка прогнозных моделей развития энергетики и моделей оптимизации конкретных типов установок. Важнейший момент при этом - четкое разделение задач, решаемых на верхнем иерархическом уровне (энергосистема) и на нижнем (АЭС).

В тесной связи с этими задачами находится определение критерия выбора решений на различных иерархических уровнях, которые должны быть непротиворечивы и отражать экономический подход в решении технических задач.

С использованием системных моделей выявляются такие вопросы, как необходимость и целесообразность работы в переменной части графика нагрузки, разработки различных систем аккумулирования энергии на АЭС. На основе системных моделей также должна определяться экономическая информация, используемая при локальной оптимизации АЭС. К этой информации относятся замыкающие затраты на топливо (органическое и ядерное), оценка капиталовложений в оборудование и установку, замыкающие оценки материальных и трудовых ресурсов, замыкающие затраты на продукцию (электроэнергию, теплоту).

Оптимизация энергетической установки а соответствии с изложенным разделяется на два подуровня: оптимизация схемы и оптимизация конкретных видов оборудования. Выбор решений по установке должен проводиться при фиксированных экономических характеристиках, получаемых из моделей развития энергосистем.

Оптимизация параметров и характеристик энергооборудования АЭС тесно связана с проектированием энергоблока в целом. Первоначальные проработки оборудования дают исходную информацию для предварительной оптимизации параметров теплосилового цикла. Данные, полученные в результате предварительной оптимизации с учетом корректировки исходных данных, условий работы, возможной унификации оборудования, служат-основой для новых этапов проектирования энергооборудования. Естественно, что каждый этап этого процесса, по мере совершенствования оборудования, характеризуется своими приемами и методами.

Первоначальные исходные данные для проектирования, как правило, имеют значительную неопределенность, а объем информации об оптимизируемом объекте недостаточен. В то же время, именно этап предпроектной стадии разработки является чрезвычайно важным для создания нового конкурентоспособного энергоблока АЭС. Именно на этом этапе закладываются основные принципиальные технические решения обеспечивающие надежную, эффективную и безопасную последующую эксплуатацию. И именно на этом этапе должна быть проведена технико-экономическая оптимизация основных термодинамических параметров цикла и профиля основного оборудования.

Необходимо иметь в виду, что большей частью термодинамические, а также конструктивные параметры основного оборудования взаимосвязаны и должны оптимизироваться комплексно с использованием обобщенных расчетных моделей. Раздельная оптимизация или произвольный выбор таких параметров, как начальное давление цикла, начальный перегрев, температура питательной воды, структура системы регенерации и системы промежуточной сепарации и перегрева пара, могут привести к грубым просчетам и экономическим потерям.

Недопустимость раздельного определения оптимальных значений для взаимосвязанных параметров иллюстрирует геометрическая интерпретация уравнения Z= / (Х,У). Функция двух переменных представляется в виде поверхности А в трехмерном пространстве (рисунок 1.1).

Минимальному значению функции Z ( применительно к нашей задаче- минимуму затрат) соответствует точка F. В этом случае точки пересечения плоскостей В и С, проходящих через F и параллельных плоскостям координат, с осями координат X и У дадут оптимальные значения Х^ и У^у. Раздельное определение оптимумов, например определение значений X при фиксированном значении V^і равносильно нахождению минимального значения функции в плоскости D, т.е. точки/. В этом случае получаем фиксированный оптимум параметра, соответствующий X^і и соответствую-

Геометрическая интерпретация раздельного и совместного определения оптимальных значений X и _{"Six Рис. 1.1} щее ему значение иелевой функции Zf, При этом Zf >Z_0MTi т.е. затраты на энергоблок возрастают,

Опыт оптимизационных исследований показывает, что с учетом стоимостных показателей мощных энергоблоков получение на пред проектной стадии даже не очень значительных выигрышей по тепловой экономичности или сокращению удельных капиталовложений (до 1%) позволяет получить экономию, исчисляемую десятками миллионов долларов.

Для примера может быть рассмотрена ситуация с формированием заданий по проектированию оборудования и влиянием различных оптимизируемых параметров на общую экономичность для перспективного энергоблока АЭС большой мощности с реактором ВВЭР-1500. Недопустима разработка исходных технических требований и задания на проектирование такого блока, базирующихся только на технологических предпочтениях производителей оборудования или сложившихся традициях проектирования, вне зависимости от того, идет ли речь о скорости вращения турбоагрегата или конструктивных характеристиках парогенератора.

Отход от оптимальных решений, повышающих надежность и экономичность, приведет к значительным потерям в процессе эксплуатации за период жизни энергоблока.

Разработке даже очень важных» но узкопрофильных технических решений (по турбоустановке, теплообмен ному и комплектующему оборудованию и др.) должно предшествовать обоснование основных концептуальных решений по энергоблоку в целом. Например, применительно к новой установке с реактором ВВЭР-1500 указанные исследования должны быть проведены на основе разработанных технических требований к энергоблоку, определенных Минатомом. Эти технические требования должны определять параметры теплоносителя по первому контуру, режим использования турбоустановки, район расположения блока и климатические условия. На основании этих требований могут быть выполнены оптимизационные исследования и даны рекомендации по начальным температурам и давлениям второго контура, температуре питательной воды, типу и конструкции парогенератора и системы ПСПП. профилю турбоустановки, структуре системы регенерации и тепловой схеме. Результаты таких исследований должны проходить определенную корректировку в случае изменения технических требований к реакторной установке, а также изменения соотношения ценовых показателей на энергооборудование, топливо и электроэнергию.

Только после определения на новой технической и стоимостной основе указанных выше базовых параметров и показателей энергоблока могут вестись работы по разработке или усовершенствованию конструкции и характеристик основного и вспомогательного оборудования. При этом нужно иметь в виду, что процесс оптимизации и проектирования, как правило, является итерационным, и каждый этап должен заканчиваться конкретными разработками на соответствующем уровне как оборудования, так проекта АЭС в целом.

На рассматриваемые процессы оптимизации и проектирования очень сильно влияют различного рода технические ограничения. Учет этих технических ограничений влияет на возможный диапазон выбора оптимизируемых параметров и также имеет свою иерархию и определенные уровни. Например, к общестанционным ограничениям можно отнести степень воздействия на окружающую среду, условия технического водоснабжения, требования системы по уровню мощности, обеспечению надежности и регулировочному диапазону. Применительно к ограничениям на конкретное оборудование это могут быть достаточно разнообразные характеристики, например для парогенератора- это применяемые материалы, требования к транспортировке, минимально допустимые температурные напоры или максимально допустимые градиенты температур и т.д. Применительно к турбоустановке АЭС ограничениями могут быть требования моно или дубль блочного исполнения, предельные длины лопаток последней ступени, число цилиндров турбины (выхлопов), ограниченность по конструктивным условиям отборов пара из проточной части, скорость вращения турбоагрегата и ряд других.

Ограничения могут накладываться и на функциональные возможности АЭС. Например, на требования по участию в регулировании графика нагрузки системы накладываются ограничения по маневренности связанные с нестационарным ксеноно-вым отравлением реактора с попаданием в йодную яму (особенно в конце топливной загрузки), деформацией полей энерговыделения при изменении мощности по высоте активной зоны, изменение запаса реактивности в течение кампании реактора и др.

Учет технических ограничений по конкретному оборудованию при оптимизации его характеристик, может повлиять на метод оптимизации и обусловить переход от ком плес ной оптимизации с большим количеством независимых переменных к решению частных задач по определению локальных оптимумов.

Вопросом, заслуживающим отдельного рассмотрения, является необходимость учета регулировочных режимов АЭС при оптимизации их параметров. Несмотря на общую тенденцию использования отечественных АЭС в базовой части графика нагрузки и стремление к постоянному росту коэффициента использования установленной мощности ( КИУМ), такая ситуация несовместима с широкомасштабным развитием атомной энергетики. Существует определенное противоречие, заключающееся в том, что рациональная загруженность АЭС в энергосистеме тем ниже, чес выше их доля в структуре генерирующих мощностей. Исследование вопроса необходимости учета работы АЭС в регулировочном диапазоне при оптимизации их параметров и характеристик приведено в главе 2.

1.3.2 Об особенностях расчета влажнопаровых турбин Существует ряд факторов, влияющих на результаты оптимизационных исследований по выбору оборудования АЭС, которые зачастую, учитываются недостаточно корректно. В частности, вне зависимости от способа использования АЭС для поддержания графика нагрузки энергосистемы (работа реактора с периодической разгрузкой или использование различного рода аккумуляторов тепла, позволяющих менять электрическую мощность блока при сохранении номинальной тепловой) предполагается изменение режимов работы турбоустановки, что ставит вопрос о способах учета этих режимов при оптимизации параметров и структуры АЭС. Таким образом, возникает задача корректного определения экономичности проточной части турбины при работе на сниженных нагрузках. В основном можно выделить 3 группы методов учета КПД проточной части при работе на различных режимах мощности. К 1 группе относятся приближенные методы, не учитывающие конструктивные особенности исполнения турбин и отдельных ступеней и оценивающие экономичность укрупненных отсеков ( групп ступеней) турбин [24, 221,227]. Методы эти в основном построены на принципе идентичности конструктивных характеристик и показателей экономичности ступеней ( отсеков), работающих в условиях заданных величин отношения давлений и начального объемного расхода пара. КПД турбин определенный, например, по методике[221 ] может отличаться от проектных значений в среднем на 3-5 % абсолютных [15]

К группе методов учета экономичности турбин при работе на частичных стационарных нагрузках можно отнести методы, использующие поступенчатый расчет одномерного потока в проточной части с определением параметров ступени на среднем диаметре[ 136,175]. Преимущества указанного метода состоят в относительно небольшом времени счета при постановке задачи на ЭВМ и достаточной степени точности. Наконец, к условной 3-ей группе методов можно отнести методы определения экономичности турбинных ступеней основанные на расчете пространственного потока в ступени с учетом интегральных тепловых и геометрических характеристик. Работ посвященных вопросам детального расчета турбинной ступени в нерасчетных режимах опубликовано достаточно много. Например, достаточно указать на работы М.С.Индурского и Ржезникова [101,102]; Б.М. Трояновского[196], И.И.Кириллова [107], В.И. Шнеэ[216] и др. Методики расчета турбинной ступени с учетом пространственного течения обладают высокой точностью, требуя при этом достаточно большого времени счета. Для оптимизационных исследований тепловых схем они малоприемлемы в силу объемности и нарушения принципа равноточности расчетов, т.к. в этом случае исходные данные по оптимизации теплосилового цикла обладали бы гораздо меньшей точностью, чем расчет экономичности турбинной ступени.

При использовании всех указанных выше методов расчета экономичности турбинных ступеней или турбины в целом, процесс расширения пара в турбине, как правило, определялся вне зависимости от тепловой схемы и требовал многократных последовательных расчетов тепловой схемы и проточной части турбины, выполняемых обычно отдельно по независимым программам. Программа расчета, предложенная в работах[42,43,1б6], позволяет рассчитывать совместно параметры тепловой схемы и проточной части турбины, как для номинального, так и для режимов частичных нагрузок. Однако расчет проточной части в этой работе производится по заданным КПД отсеков (ступеней) и без учета специфики влажнопаровых турбин АЭС. В частности, отсутствует возможность учета начальной влажности процесса расширения, не предусмотрено влагоудаление в проточной части турбины, не достаточно корректно определяется зависимость КПД ступени от влажности пара.

Потери от влажности являются фактором, существенно влияющим на экономичность турбинной ступени и всей турбоустановки в целом, особенно для турбин АЭС, а которых значительная часть теплоперепада срабатывается ниже линии насыщения. Несмотря на проводимые исследования турбинных ступеней, работающих во влажном паре, накопленный экспериментальный материал недостаточен для создания универсальных зависимостей по влиянию влажности на потери в ступени. Проведение обобщения^кспериментачьных исследований позволило установить, что приближенно экономичность ступени турбины, работающей на влажном паре, можно определять по зависимости! 75]:

ДПоі=К-у_срН,/Н_й (1.8) Дг} _oj - разница в КПД турбинных ступеней, работающих в перегретом и влажном паре; Н_в1, Н₀ - теплоперепады срабатываемые в области влажного пара и общий в процессе расширения; К - коэффициент, зависящий от геометрических и режимных параметров.

Несмотря на определенный разброс значений этого коэффициента по данным испытаний, приемлемо, как для заводских проектных расчетов, так и для большинства оптимизационных исследований теплосиловых циклов АЭС, для ступеней большой веерности коэффициент К принимать равным - 1,0. Это означает, что учет потерь от влажности осуществляется пропорционально средней влажности в ступени. При этом поправка: 1% снижения КПД ступени на 1% средней влажности, сохраняется во всей области расширения пара ниже линии насыщения. В то же время существуют исследования[203,237], свидетельствующие о том, что наиболее высокие потери от влажности в турбинной ступени наблюдаются при малых значениях средней влажности. Эти исследования показывают, что процесс расширения пара, происходящий вблизи линии насыщения и зоны Вильсона, сопровождается значительным ростом необратимых потерь при переохлаждении пара. Этот вывод особенно важен для влажнопаровых турбин АЭС, работающих на влажном или слабоперегретом паре и с промежуточным перегревом пара. В этом случае, значительно возрастают потери в первых ступенях ЦВД и в ступенях ЦНД, работающих в зоне перехода через линию Вильсона. На рис 1.2. показано относительное снижение КПД турбинных ступеней в зависимости от средней влажности в ступени, определенное для ступеней высокого и низкого давления[203,237]. При этом нужно учесть, что при работе на различных на-

Отношение влажного КПД турбинной ступени к сухому в зависимости от средней влажности ступени

0,99 0,98 0,97 0,96 0,95 0,94 0,93 0,92 0,91 0,90 ^г. средняя влажность (у_ер), % — — — - по источнику (Филиппов Г.А. и др.)[203] ——— - по источнику (Spenser R.C.)[237] -ступени высокого давления (ЦВД); - ступени низкого давления (ЦНД),

Рис. 1.2 грузках зона повышенных потерь от влажности может перемещаться по проточной части и охватывать различные ступени турбины. Анализ экспериментальных иссле-' дований показывает, что в зоне влажности до 3% значение коэффициента. К в формуле расчета потерь от влажности, значительно отличается от 1 и достигает 4-5-5. Учет влияния потерь от влагообразования в зоне Вильсона может существенно влиять на экономичность проточной части турбины, всей АЭС в целом, и как следствие привести к качественно новым результатам при оптимизации энергоблоков.

Одним из принципиальных решений, определяющих результаты оптимизации энергоблока АЭС, является выбор скорости вращения турбоагрегата. Этот выбор определяет в частности уровень капитальных вложений и компоновочных решений по машзалу, а также определяет профиль и оптимальные характеристики системы про-межуточной сепарации и перегрева пара (ПСПП). Вопрос этот многократно исследовался и дискутировался, а в настоящее время стал особенно актуален в связи с тем, что ранее в СССР существовала определенная "специализация" турбинных заводов в части производства турбин работающих на энергоблоках с атомным и органическим топливом. С распадом СССР это разделение стало невозможно и всю нагрузку по обеспечению турбинным оборудованием новых мощных энергоблоков АЭС должно взять на себя ОАО ПО ЛМЗ".

Интересны характеристики, рекомендованные по определению области применения влажнопаровых турбин и составленные по данным фирмы KWU[81]. На рис. 1.3. приведены области применения турбин с различной частотой вращения в зависимости от единичной мощности агрегата, давления в конденсаторе и площади выхлопа цилиндров низкого давления. Применительно к крупным блокам мощностью 1500 МВт. эл. и выше, и отработанным типоразмерам лопаток последней ступени только очень высокое давление в конденсаторе ( порядка ШКПа) может обусловить применение быстроходных турбин. Практически все мировые производители паротурбинного оборудовании ("Альстом-Атлантик", "Дженерал-Электрик", "Крафтверк Уни-он'УТосиба" и др.) имеют в своем активе производство как быстроходных, так и тихоходных турбоагрегатов. Как правило, в сложившейся мировой практике атомного турбостроения единичная мощность турбоагрегата на уровне 900-1000 МВт считается рубежом для перехода на пониженные скорости вращения (25-30 с*¹). Вместе с тем, в каждом конкретном случае возможны неординарные технические решения, ба-

Области применения влажнопаровых турбин с частотой вращения 50 с" и 25 с" (по данным фирмы KWU)

Обозначения: п - число потоков НД; / - длина лопатки. _{Рис. 1.3} зирующиеся на опыте отработки новых типоразмеров последней ступени ЦНД, показателях экономичности и надежности освоенных ЦВД и ЦНД турбин и соответствующем технико-экономическом обосновании. При расчетах турбоустановок АЭС выполненных в последующих главах работы, выбор скорости вращения агрегата определялся выше приведенными соображениями.

Обобщая данные, приведенные в данном подразделе необходимо отметить, что при проведении оптимизационных исследований параметров АЭС является обязательным учет специфики влажнопаровых турбин АЭС (внутреннее влагоудаление, дополнительные потери в зоне малых степени влажности пара, изменение КПД турбинных ступеней при изменении объемных пропусков пара при расчете турбин применительно к регулировочным режимам). Развитие и усовершенствование методов расчета влажнопаровых турбин АЭС изложено в главе 2 настоящей работы. Этому же посвящены исследования и публикации, выполненные в соавторстве[ 18,23,65,66].

1.4 МЕТОДИЧЕСКИЕ ПОЛОЖЕНИЯ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО ОБОСНОВАНИЯ ТЕХНИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ В СОВРЕМЕННЫХ УСЛОВИЯХ Технико-экономическая оптимизация современных энергоустановок, в частности АЭС, должна базироваться на корректно выбранных критериях оптимума. В общем случае, критерием оптимума являются величины по экстремальному значению которых выбираются наивыгоднейшие параметры оборудования и установки в целом.

Технико-экономические исследования последнего десятилетия имеют ряд особенностей вызванных переходным характером российской экономики. В рыночной экономике важнейшим показателем эффективности технического решения или оптимальности выбранного параметра является максимум чистого дисконтированного дохода рассчитываемого, как

Д-2>А<*) (1.9.)

Где в общем случае Ф_т финансовые потоки на т^ом шаге расчетного цикла жизнедеятельности энергоустановки, а а_т коэффициент дисконтирования на т^ом шаге.

Коэффициент дисконтирования рассчитывается по формуле: где Е- норма дисконта, выраженная в долях единицы в год; t_m- момент окончания т-шага; |„- момент времени, к которому приводятся денежные потоки.

Норма дисконта является экзогенно задаваемым основным экономическим нормативом используемым при оценке эффективности иновационного проекта. Она оказывает значительное влияние на экономические характеристики сравниваемых проектов или вариантов оборудования.

В случае переменного во времени риска при реализации проекта и, как следствие, существующей динамики учетных ставок целесообразно использовать переменную норму дисконта, т.е. различную для разных шагов расчета [134].

То есть, если норма дисконта меняется во времени и на m-ом шаге расчета равна E_m, то коэффициент дисконтирования равен а₀=1 и а_я=— прит>0 (1.11)

Если расчеты технико-экономических обоснований желательно проводить без учета инфляционного роста цен, то норма дисконта может быть приблизительно определена как разность банковского процента за кредит и коэффициента инфляции.

Для современных условий РФ норма дисконта без учета инфляции соответствует 0,1-0.15.

Обычно чистый дисконтированный доход рассматривают как превышение интегральных результатов над интегральными затратами приведенными к начальному шагу.

Для постоянной нормы дисконта ^Л-?«--^адоПг ^(U2) где R„,- результаты, достигаемые на m-ом шаге расчета; З_т- затраты осуществляемые на том же шаге.

Тогда Э_т=(Ят-З_т) - эффект, достигаемый на каждом шаге.

Если задача сводится к осуществлению единовременных капитальных вложений и получению в дальнейшем положительных результатов, то чистый дисконтированный доход может быть представлен в виде

РОССИЙСКАЯ

ГОСУДАРСТВЕННАЯ БИБЛИОТЕКА где К- единовременные капиталовложения;

3*_т - затраты на m-ом шаге, в которые не входят капитальные вложения.

Естественно, что эффективность любого мероприятия (проекта, модернизации, реконструкции и т.д.) определяется условиями достижимости Д>0.

В ряде случаев используются такие экономические показатели как индекс доходности (J_п) и внутренняя норма доходности (Е_ім).

Индекс доходности представляет собой отношение суммы приведенных эффек тов к величине капиталовложений. J_n = — ](*.. - З_т) ;г (1-14)

Связь индекса доходности с чистым дисконтированным доходом выражается простым выражением Д = K(J._t -1) (1.15)

Внутренняя норма доходности осуществляемого технического решения определяется обычно для сравнения с требуемой инвестором нормой дохода на вкладываемые капиталовложения. Она предсгавляет собой ту норму дисконта { E_iH), при которой величина приведенных эффектов ( без капиталовложений) равна приведенным ( или единовременным) капиталовложениям. При этом решается уравнение у *--³- ₌у—К»— (1.16) ~{\ + Е_т)" Г(1 + „Г где К_т- капиталовложения на m - шаге

Чистый дисконтированный доход наряду с индексом доходности, внутренней нормой доходности и сроком окупаемости являются показателями, рекомендованными в настоящее время к использованию при оценке различных инвестиционных проектов, включая создание и реконструкцию энергетических объектов.

Согласно методологии принятой Nuclear energy agency, International energy agency, Organization for economic co-operation for development удельные дисконтированные затраты на производство электроэнергии любым типом электростанций определяются в виде отношения, в знаменателе которого стоит суммарная приведенная (дисконтированная с нормой Е) продукция за некоторый период, а в числителе -суммарно приведенные затраты, необходимые для производства этой продукции, включая капиталовложения. ~³-' І^С^Г ^(U7) где И_т-суммарные эксплуатационные издержки на m-шаге, включающие в себя и расходы на топливо; W^-oTnycK электроэнергии на m - шаге.

При этом показатель удельных дисконтированных затрат по существу соответствует используемым в нашей стране с 60-х годов прошлого века удельным приведенным затратам. Оценочные расчеты проведенные для европейских АЭС при норме дисконта 0, I дают ориентировочный диапазон удельных дисконтированных затрат 4,9-6,4 цента/ кВт.час. [39].

Согласно ранее установившейся практике в нашей стране для выбора наиболее целесообразных вариантов в процессе оптимизации принимались критерии минимума приведенных затрат или максимума экономического эффекта. В годовом разрезе применительно к электроэнергетике эти критерии могут быть записаны

3 = И + ЕК (1.18)

3 = CJV>+C_TfV_r-3 (1.19)

С„ W, - стоимость и количество отпускаемой электроэнергии;

С_т, W_T стоимость и количество отпускаемой тепловой энергии.

Указанные критерии не противоречат методологическим позициям западных технико-экономических расчетов и названным выше показателям, рекомендованным к применению в рыночной экономике. Во многом, по формальному написанию, используемые формулы различных методик идентичны. Существенные отличия можно отметить только в содержательной стороне их применения.

По ранее установившейся практике в СССР, а позднее в РФ, такие экономические показатели, как отчисления на реновацию и ремонт, нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, стоимость ресурсов и производимых электроэнергии и тепла определялись, как правило, на основе директивных документов. Учет разновременности затрат при достаточно стабильных внутренних ценах и минимизированных инфляционных процессах практически не являлся обязательным и, как правило, не проводился.

В условиях рыночной экономики все стоимостные характеристики определяются в результате взаимодействия на рынке интересов производителей и потребителей и в зависимости от конъюнктуры рынка постоянно меняются.

В условиях рынка используется не нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, а такие понятия как процент на капитал, норма дисконта, налоги, страховки.

Вместе с тем, в переходном периоде российской экономики существуют некоторые особенности, которые проявляются в: -относительно высокой и переменной во времени инфляции, -неординарности инфляции, т.е. различных по видам продукции и ресурсов темпов роста цен, -определенной роли государства выражающейся в бюджетном финансировании ряда научно- промышленных направлений и регулировании цен на некоторые общественно важные продукты, в частности, электроэнергию и ресурсы топливно-энергетического комплекса; -значительной неопределенности исходной информации для оценки эффективности энергетических технологий и высоком финансовом риске связанным с их реализацией.

Как правило, период создания энергоустановки или ее реконструкции достаточно растянут во времени, в течение которого имеют место определенные ежегодные затраты. Для определения суммарных затрат на создание или.реконструкцию необходимо все ежегодные затраты (а также доходы за этот период со знаком минус) приводить к первому году нормальной эксплуатации (формула 1.13, 1.18)., показывая разность между приведенной стоимостью отпущенной продукции энергоустановки до конца срока ее эксплуатации и приведенными капиталовложениями с текущими издержками.

При приведении затрат в ряде случаев необходимо также учитывать инфляцию, поскольку со временем происходит неравномерный рост цен на ресурсы, оборудование и рабочую силу* а также трудности достоверной оценки необходимых капиталовложений при разрушенной системе хозяйственных связей. Для иллюстрации скачкообразной динамики роста цен можно сопоставить их изменение в РФ с 1991 г. по январь 1995 г. За этот период цены на потребляемую электроэнергию увеличились при- мерно в 1200 раз, на газ приблизительно в 1400 раз, на уголь в 1140 раз, на топочный мазут в 2150 раз, на тепловую энергию в 1400 раз. Цены на металлопродукцию, применяемую в энергомашиностроении, выросли примерно в 1900 раз, а оптовые цены в черной металлургии приблизительно в 2500 раз.

Средняя заработная плата выросла в 600 раз, а средний рост цен на энергооборудование приблизительно в 1700 раз, при этом дифференция роста цен по различной номенклатуре оборудования также отличалась в 2-3 раза[123].

На практике, при оптимизации термодинамических параметров цикла или конструктивных характеристик оборудования могут быть использованы ряд частных критериев, являющихся конкретизированным выражением указанных общих критериев для определенных граничных условий. Эти критерии использовались в последующих разделах диссертации для решения различных оптимизационных задач.

Для предварительной оценки целесообразности отдельных технических решений допустимо сопоставление основанное на сравнении единовременных капитальных затрат и обусловленных ими изменений ежегодных издержек. При этом условием реализации технического решения является положительное значение величины экономического эффекта, т.е. Эг>0. В этом случае, например, при увеличении тепловой экономичности энергоблока достигаемом дополнительными капиталовложениями из формул 1.18, 1.19 может быть получен такой частный критерий, как величина предельно допустимых капиталовложений.

К

На величину предельно допустимых капиталовложений существенно влияет величина коэффициента суммарных отчислений от капитальных затрат Р - (а+Е), которая для индустриально развитых стран в стабильной экономической ситуации не превышает 0.25. Примерно такое же значение этой величины нормировалось для технико-экономических обоснований в период 60-х -80-х годов в СССР. В 90-е годы на территории РФ обострились инфляционные процессы приводившие в резкому росту процента на капитал, и соответственно увеличению значения Р до 0,7-1,1. На рис. 1.4.

С„у-е7к

К , у.еЛВт

К_)У у.еЛ'Вт 200

Предельно допустимые удельные капиталовложения для повышения экономичности энергоустановки в зависисмости от стоимости электроэнергии

0.05 0,1 afcjj=l%

0.05 0.1

8^=10

К_ул% у.с/кВт 700

С,. у.с7кВтч 0.15

К_)Д, у.е./кВт , 400

С,. у.сЛВт-ч J С,. у.сЛВтч 0.15 бЬп=5% rfan=15%

Р -суммарные отчисления от капитальные вложений, включающие процент на капитал, налоги, страховки, амортизацию и ремонт.

Рис. 1.4 (а, б, в, г) продемонстрированы оценочные расчеты, показывающие влияние на предельно допустимые капиталовложения цены электроэнергии и нормы дисконта при увеличении экономичности установки соответственно на 1 %,5%,10%,15%,

Анализ данных приведенных на рис. 1,4 подтверждает, что в финансово-экономической ситуации характеризующейся высокими нормами дисконта (90-е годы XX века в РФ) экономически могут оправдываться только небольшие капиталовложения, направляемые в энергетике на поддержание в работоспособном состоянии оборудования энергоблоков. Многие прогрессивные технические решения и проекты кажущиеся высокоэффективными с точки зрения экономии топлива и снижения текущих издержек энергопроизводства, в такой ситуации теряют свою привлекательность для инвесторов и становятся нереализуемыми. Именно этим объясняется *' застой" в РФ в 90-е годы в части реализации ряда энергетически эффективных технологий (ПГУ, блоки на ультрасверхкритические параметры, АЭС нового поколения).

При осуществлении любых технических мероприятий по реконструкции энергообъектов и модернизации их оборудования первостепенное значение приобретает критерий срока окупаемости мероприятия. При этом срок окупаемости соответствует интервалу времени, за пределами которого чистый дисконтированный доход (интегральный эффект) становится и в дальнейшем остается неотрицательным. Т.е. в частных, но наиболее широко распространенных случаях - это интервал времени, в течении которого Д < 0.

Если предположить, что внедрение определенного технического решения требу ет осуществления единовременных дополнительных затрат ДК, и эффект достигае мый на каждом шаге расчета (или годовой эффект) постоянен, т.е. Д Э_т= Д Э_сод~ const,TO дисконтированный чистый доход при постоянной норме дисконта определит ся как Д«ЛЭ„ (1 + )-"-ДК (1.21)

Если шаги расчета срока окупаемости варьируются от 1 до т_ок, при котором Д становится равным 0, то получаем выражение -jS-(l + p (1.22) в котором правая часть представляет собой сумму геометрической прогрессии со знаменателем q = (1+Е)"

Сумма убывающей геометрической прогрессии состоящей из п членов равна где a_r первый член геометрической прогрессии равный в нашем случае а₍= (1+ Е)"¹.

Считая п членов геометрической прогрессии равными искомому сроку окупаемости (т_ок) и проведя алгебраические преобразования, получаем &,>- =irfiiEl (,.24, _т -1=<ЦС1 (..25) преобразовывая и логарифмируя последнюю формулу получаем выражение для определения срока окупаемости г- )*^Э"' (1.26)

Полученное выражение позволяет достаточно просто при минимуме исходной информации оценивать ситуацию с внедрением любого технического решения или проекта с позиций потенциального инвестора.

На результаты оптимизации параметров и характеристик оборудования теплосиловой части АЭС, в основном влияет соотношение двух факторов: стоимости электроэнергии и стоимостные (как правило удельные) характеристики оборудования. Обобщение этих показателей в оптимизационных критериях осуществляется нормой дисконтирования включаемой в учетную ставку.

Выше отмечалось, что процентная ставка по банковским кредитам (учетная ставка) включает в себя инфляционные ожидания (коэффициент инфляции) и норму дисконта. Так как объекты ядерной энергетики требуют длительных сроков строительства и больших капитальных затрат, то их стоимостные показатели особенно чувствительны к величине банковской учетной ставки. Капитальные затраты на установленную мощность новых АЭС в мире находятся в диапазоне 1400-2500 долл. США на 1 кВт установленной электрической мощности ( при 5% учетной ставке) и от 1700 до 3100 долл США на установленный кВт при 10% учетной ставке[39,Ю8].

В связи с этим требуют некоторой осторожности и консервативного подхода оптимизационные расчеты, связанные с использованием отечественных показателей по капиталоемкости оборудования АЭС. Как следует из сопоставления многочисленных данных, отечественные декларируемые удельные капитальные затраты на установ- ленный кВт мощности АЭС отличаются от западных оценок в 1,5-2 раза, в меньшую сторону. Такое соотношение может объясняться рядом факторов: -до сих пор существенными отличиями российских цен на оборудование, топливо и в эксплуатационных издержках от мировых; -возможный учет западными методиками в полной стоимости электроэнергии (удельных дисконтированных затратах) ряда статей дополнительных расходов, таких например, как будущие затраты на консервацию АЭС, организацию замкнутого топливного цикла и т.д.; -излишний оптимизм отечественных проектировщиков и разработчиков оборудования при обосновании АЭС с реакторами новых поколений.

При оптимизации характеристик АЭС целесообразно использовать некоторые методические приемы уменьшающие влияние неопределенности в исходных данных. В частности, при заданной тепловой мощности реактора максимуму чистого дисконтированного дохода будет соответствовать минимум изменяемой части расчетных затрат, который в свою очередь, при учете изменения выработки только электрической энергии, в годовом разрезе соответствует выражению A3 = pC^F - С₃NAtJH (].27) где р- коэффициент суммарных отчислений от капитальных вложений; F- определяющий параметр характеризующий оборудование (поверхность теплообменника» производительность насоса, вес трубопровода и т.д); С_уд- удельная стоимость оборудования, определяющая общие капиталовложения, применительно к определяющему параметру.

Тогда критерием оптимальности может служить минимум затрат, рассчитанный

С Р/в условиях постоянства комплекса В- ^/ги (1.28)

Комплекс "В" отражает фиксированное^ ряда внешних условий, оказывающих свое воздействие на результаты оптимизационного процесса. В него входят такие системные показатели, как тариф на электроэнергию в системе и вид диспетчерского графика работы задаваемого энергоустановке системой, который в простейшем случае сводится к числу часов использования установленной мощности. Кроме того, в него входят показатели характеризующие общую финансово- экономическую ситуацию: корма дисконта, коэффициент амортизации и стоимость ресурсов (Суд).

Условие постоянства "В" нивелирует некоторую неопределенность» существующую в исходных стоимостных показателях и их динамике во времени. Хотя каждый из показателей входящих в комплекс может довольно значительно меняться во времени, сам комплекс сохраняет достаточную устойчивость. Основная трудность проведения оптимизации энергоустановок (ранее в СССР, а в настоящее время и в РФ) заключается не в несовершенстве используемых методик, а в отсутствии достоверной стоимостной базы.

В технологически развитых странах Запада в энергетике сложились определенные ценовые пропорции между ресурсами и стоимостью произведенной продукции. Применительно к рассматриваемым задачам - это соотношение между стоимостными характеристиками оборудования, в первую очередь теплообменного, и стоимостью произведенной электроэнергии. Эти соотношения достаточно устойчивы и являются основой для принятия тех или иных технических решений при создании и реконструкции энергоустановок.

В СССР в 70-е и 80-е годы XX века наблюдались определенные диспропорции в соблюдении этих соотношений. Стоимость отечественного оборудования в этот период была существенно ниже зарубежного. Иногда это могло быть объяснено использованием более дешевых, но менее качественных материалов, отсутствием ряда "высоких" технологий, малой долей заработной платы в стоимости оборудования, особенностями таможенной и протекционистской политики и т.д. Использование существовавших оптовых цен на оборудование приводило в те годы при оптимизации параметров, в частности, к неоправданному увеличению поверхностей нагрева. Хотя при этом снижалась надежность работы оборудования, из-за отсутствия достоверной статистики, ущерб от простоя практически не учитывался. Формальный подход к выбору любого параметра при использовании оптовых цен приводил к тому, что термодинамический оптимум практически совпадал с технико-экономическим, т.е. обосновывалось любое повышение экономичности энергоустановки. Поэтому, зачастую, расчетчики и проектанты вынуждены были идти на использование так называемых " предельных" (завышенных) оценок оборудования, в той или иной мере обосновывая их использование и стараясь выдерживать сложившиеся в мире пропорции цен "оборудование- электроэнергия".

Ситуация со стоимостными основами оптимизации стала абсолютно неуправляемой в 90-е годы. Кроме хаотичного, галопирующего и неравномерного во времени роста цен на оборудование, энергоресурсы, а следовательно и электроэнергию, финансовая ситуация в стране приводила к фантастическим нормам дисконта (коэффициента эффективности капиталовложений) достигавшего 1,0 и более. В этой ситуации оптимизационные исследования и обоснования любых прогрессивных технологических решений теряли свой смысл, т.к. обосновать любые инвестиции становилось не* возможным.

Ситуация с ценами и нормой дисконтирования несколько стабилизировалась в первые годы нового столетия. Однако уже сейчас вновь образовался некоторый ценовой перекос, хотя и в обратном направлении. Дело в том, что уровень отечественных цен на оборудование уже вплотную приблизился к общемировым и только по некоторым показателям на 20-30% ниже, Производители оборудования не имеют законодательных, внутриотраслевых или иных ограничений для установления цен на свою продукцию, которые являются " свободными" и могут зависеть только от рыночной среды спроса и предложения. В то же время, стоимость отпускаемой электроэнергии сознательно регулируется (ограничивается) федеральными органами. Происходит это в силу комплекса различных причин: экономическое состояние большинства населения, социально- политическая стабильность, скрытое дотирование отечественной промышленности, ограничение затратного механизма тарифообразования у монополиста-производителя электроэнергии и т.д. Тем не менее, по мнению ряда исследований и экспертных оценок, стоимость электроэнергии на сегодня в России занижена в 2-2, 5 раза. В силу этого, для корректного проведения оптимизационных параметрических исследований используя отечественные цены на энергооборудование, необходимо в то же время применять " предельные" показатели стоимости электроэнергии, которые для соблюдения существующих мировых соотношений цен " оборудование-электроэнергия" должны быть на уровне 3-4 цента/ кВт. час.

Были проведены обобщения по исходным условиям и результатам ряда оптимизационных исследований [57,67,72,73,80,113,177], выполненных в различные периоды времени, для различных ценовых соотношений на оборудование и электроэнергию, для установок с разным составом комплектующего оборудования и для различных общефинансовых нормативов. Анализ показал, что применительно к кон- кретному оборудованию комплекс ** В*¹ сохраняет свою относительную устойчивость в различных временных и экономических ситуациях. Так, например, несмотря на различную динамику стоимости электроэнергии и оборудования в различные периоды времени, изменение нормы дисконта (входящей в коэффициент Р) в различных фи* нансово-стоимостных ситуациях и различных подходах к оценке числа часов использования установленной мощности, используемых применительно к АЭС, комплекс "В" для * атомного" тешюобменного оборудования находится в пределах: парогенераторов АЭС с ВВЭР -0,7+1,3 кВт/ м² для регенеративных теплообменников (ПВД) - 0,5-0,8кВт/м² для регенеративных теплообменников (ПНД)- 0,15-0,2 кВт/м¹ - для пароперегревателей системы ПСПП -0,5-1,0 кВт/м²Оптимизационные исследования с использованием указанного комплекса про водились применительно к выбору параметров системы промежуточного перегрева АЭС [ИЗ], а в несколько видоизмененном виде с введением в комплекс значения за даваемого коэффициента теплопередачи, он использовался для определения опти мальных температурных напоров в пароперегревателях турбоустановок АЭС[213].

Таким образом, любые оптимизационные исследования, проведенные при меняющейся финансово-экономической ситуации (переменная норма дисконта), изменении цен на сырье, материалы или стоимость электроэнергии в системе и даже разном графике работы электростанции в системе, продолжают оставаться сопоставимыми и достоверными при равных или близких значениях комплекса "В", рассчитанного применительно к исследуемому типоразмеру оборудования и определяющему его параметру.

В определенной степени использование комплекса "В" позволяет проводить выбор оптимальных параметров безотносительно к изменению исходных стоимостных оценок. Введение комплекса позволяет использовать или перестраивать полученные ранее оптимизационные зависимости и определять зоны оптимума параметра при независимом изменении любых показателей входящих в комплекс.

Снижение влияния неопределенности исходной информации на результаты оптимизации преследует своей целью также использование минимаксного оптимизационного критерия. Это критерий был предложен в работах [184.185].

В этих работах предложена методика, формулирующая оптимизационные критерии и дающая рекомендации по учету меняющейся экономической ситуации в случае реализации различных производственных программ, в частности, разработки и создания новых АЭС, связанных с различными ограничениями ресурсов. Это могут быть, например, ограничения ло топливу, конструкционным материалам, производственными возможностями энергомашиностроения и т.д.

В этих условиях становится возможна оптимизация по критерию максимального удельного эффекта в ""базовых" ценах на единицу затрат лимитирующего фактора. Т.е., например, возможна оптимизация по максимуму эффекта на единицу затрат в парогенерирующую установку, на топливо, трудозатраты и т.д. Одним из требований предъявляемым минимаксным критерием является равенство дифференциального эффекта однородного ограниченного производственного фактора при любом способе его использования в пределах оптимизируемой системы. Дифференциальный эффект измеряет экономию в приведенных затратах других факторов от дополнительно используемой единицы данного фактора и является для него объективно обусловленной, замыкающей оценкой. Если какие-либо факторы лимитирующие развития АЭС (топливо, металл, производственные мощности и т.д.) зависят от оптимизируемых характеристик, то использование в качестве критерия приведенных затрат в базовых ценах (т.е. не учитывающих изменения цен на указанные факторы в результате выполнения рассматриваемой производственной программы) приводит к таким '* оптимальным" решениям которые вызывают дефицит (или недоиспользование), например производственных возможностей энергомашиностроения, и тем самым замедляют программу развития АЭС.

При принятии технических решений по выпускаемому оборудованию возможна ситуация, когда недостаточно учитываются объективные условия производства, т.е. возможности увеличения поставок материалов, наличия производственных мощностей и трудовых ресурсов. Цены на оборудование не учитывающие таких ограничений по отрасли, являются относительно низкими, что приводит при оптимизации к решениям по оборудованию характеризующимся завышенной металлоемкостью и трудоемкостью. Это обстоятельство особенно важно учитывать при оптимизации АЭС. т.к. для атомного энергооборудования характерны повышенные по сравнению с КЭС металлоемкость и трудоемкость, что усложняет проблему создания необходи-мых мощностей при развитии атомной энергетики.

Обычно в практике технико-экономических обоснований используются замыкающие затраты на органическое топливо (электроэнергию), учитывающие ограниченность его ресурсов» что обуславливает тенденцию возрастания замыкающих затрат. Вышеуказанная методика предполагает распространить такой подход и на энергооборудование, т.е. учитывать в динамике ограниченность материальных и трудовых ресурсов и производственных мощностей. При этом замыкающие оценки на оборудование формируются из суммы базовых (оптовых) цен и соответствующего эффекта от ввода этого оборудования, что определяет верхние пределы цен на него.

В случае оптимизации по замыкающим оценкам на оборудование (или иного фактора) оптимальные решения по критерию приведенных затрат и критерию удельного эффекта совпадают.

При отсутствии замыкающих оценок на оборудование и топливо, без специального анализа ограниченности используемых производственных ресурсов, невозможно судить о предпочтительности вариантов оптимальных по различным удельным критериям. Такие варианты определяют разброс оптимальных характеристик из-за неопределенности исходной информации о лимитирующих факторах. В этом случае могут быть указаны решения предпочтительные по критериям максимума гарантированного результата, т.е. в худшем случае приводящие к наименьшему перерасходу ресурсов относительно оптимального варианта (критерий минимаксного риска) или среднего результата, исходя из априорно заданной вероятности различных ограничений.

Например, для выбора оптимальной структуры тепловой схемы по предлагаемой методике определяется для каждого і-го варианта три частных критерия: -расчетный приведенный доход Э, равный сумме экономии приведенных затрат по варианту и эффекту от ввода нового блока. -удельная теплообменная поверхность на единицу дохода (Эр), считая, что учет идет по изменяемым по вариантам поверхностям систем регенерации (F^,-) и промежуточного перегрева пара (F_nn) -удельная мощность на единицу дохода Э_кШШ, = —* {1.30)

По каждому частному критерию определяется наилучший вариант, соответствующий минимальному значению этих критериев (Э* и Э^) и затем по всем вариантам рассчитываются удельные значения частных критериев *3пив 'Л mm

Из полученных значений удельных критериев для каждого варианта выбирается одно максимальное значение &j^max характеризующее наименее благоприятную ситуацию для каждого варианта при сравнении по разным частным критериям. Минимальному значению из всех сравниваемых вариантов, соответствует вариант при реализации которого проигрыш по сравнению с другими оптимальными вариантами определяемыми в случае изменения соотношения между базовыми ценами на ресурсы и продукцию (металл и электроэнергию) будет минимален.

Описанный выше подход с использованием критерия максимума гарантированного результата (минимума риска) был применен в данной работе при решении частной задачи по оптимизации тепловой схемы перспективного энергоблока (раздел 5.2).

В заключении этого раздела необходимо высказать еще одно соображение, касающееся представления результатов оптимизации выполненных в разное время применительно к современному периоду.

Представляемые в последующих разделах результаты оптимизационных исследований выполнялись автором в течении последних 30 лет. За этот период ценовая ситуация в стране многократно менялась. Кроме непрерывного и неравномерного роста цен вследствие инфляционных процессов происходили обмены и деноминации отечественного платежного средства-рубля. В этих условиях непосредственное представление затрат, результатов и эффектов в рублях становилось чрезвычайно трудно воспринимаемым, а зачастую и бессмысленным. В то же время, одной Из мировых валют в наименьшей степени подверженной инфляционным колебаниям в последние десятилетия являлся доллар США. На мировых рынках он стал одним из самых общеупотребительных платежных средств. Вместе с тем, для суверенной страны. имеющей самодостаточную финансовую энергетическую и энергомашиностроительную базу, каковой является Россия, использование в качестве расчетного финансово- то инструмента чужой валюты не является признаком самоуважения и не может быть этичным и привлекательным. Поэтому все результаты оптимизационных расчетов в последующих разделах представлены в условных единицах (у.е.), в численном своем выражении равным доллару США на момент проведения соответствующих расчетов. Это в определенной степени позволило сохранить преемственность и сопоставимость в проведенных стоимостных расчетах и сравнении их результатов.

1.5 ВЫВОДЫ Проанализированы роль и возможности ядерной энергетики в обеспечении энергетической безопасности страны на современном этапе и ее конкурентоспособность на перспективу, включающую использование тепловых водоохлаждаемых реакторов. Сделан краткий обзор методических подходов к оптимизации параметров АЭС соответствующих различным этапам становления ядерной энергетики. Обоснована необходимость комплексного подхода к оптимизации термодинамических, расходных и конструктивных параметров энергетического оборудования энергоблоков АЭС с учетом их технических и функциональных ограничений.

Исследованы особенности расчета влажнопаровых турбин АЭС. Обоснована необходимость использования специальных методик для корректного определения потерь от влажности в турбине, учитывающих дополнительные потери в зоне малых степеней влажности, внутреннее влагоудаление и особенности совместного расчета параметров тепловой схемы и проточной части.

Разработаны основные методические положения технико-методического анализа применительно к переходному характеру российской экономики. Выбраны основные критерии и показатели для определения оптимальных технических решений. Предложены формулы для упрошенных пред проектных оценок таких показателей, как предельно допустимые капитальные вложения и срок окупаемости, а также расчета комплексов, характеризующих динамику внешних факторов, влияющих на результаты оптимизации.

Рассмотрены методы оптимизации на основе минимаксных критериев, предпочтительных для получения гарантированного результата в условиях ограниченности ресурсов и неполноты исходной информации.

Вопросы оптимизации параметров и особенности обоснования профиля оборудования энергоблоков АЭС

Комплексный подход применительно к задачам оптимизации АЭС В наиболее полной постановке задача оптимизации энергоблока АЭС включает оптимизацию термодинамических, расходных, конструктивных и компоновочных параметров, а также вида тепловой схемы при учете внешних и внутренних связей. Под видом тепловой схемы АЗС подразумевается совокупность возможных реализаций рассматриваемого термодинамического цикла. Отдельные компоненты тепловой схемы АЭС могут отличаться: наличием или отсутствием промежуточного перегрева, числом промежуточных перегревов, числом ступеней регенеративного подогрева, особенностями включения регенеративных теплообменников по греющему и нагре ваемому теплоносителям, особенностями включения агрегатов собственных нужд и т.д.

Задача оптимизации энергетических установок, и в частности АЭС, включает также выбор критерия оптимизации, разработку математических моделей и выбор метода оптимизации. Для обоснования выбора перспективных типов АЭС, областей их использования, оптимизации схем и характеристик необходима разработка прогнозных моделей развития энергетики и моделей оптимизации конкретных типов установок. Важнейший момент при этом - четкое разделение задач, решаемых на верхнем иерархическом уровне (энергосистема) и на нижнем (АЭС).

В тесной связи с этими задачами находится определение критерия выбора решений на различных иерархических уровнях, которые должны быть непротиворечивы и отражать экономический подход в решении технических задач.

С использованием системных моделей выявляются такие вопросы, как необходимость и целесообразность работы в переменной части графика нагрузки, разработки различных систем аккумулирования энергии на АЭС. На основе системных моделей также должна определяться экономическая информация, используемая при локальной оптимизации АЭС. К этой информации относятся замыкающие затраты на топливо (органическое и ядерное), оценка капиталовложений в оборудование и установку, замыкающие оценки материальных и трудовых ресурсов, замыкающие затраты на продукцию (электроэнергию, теплоту).

Оптимизация энергетической установки а соответствии с изложенным разделяется на два подуровня: оптимизация схемы и оптимизация конкретных видов оборудования. Выбор решений по установке должен проводиться при фиксированных экономических характеристиках, получаемых из моделей развития энергосистем.

Оптимизация параметров и характеристик энергооборудования АЭС тесно связана с проектированием энергоблока в целом. Первоначальные проработки оборудования дают исходную информацию для предварительной оптимизации параметров теплосилового цикла. Данные, полученные в результате предварительной оптимизации с учетом корректировки исходных данных, условий работы, возможной унификации оборудования, служат-основой для новых этапов проектирования энергооборудования. Естественно, что каждый этап этого процесса, по мере совершенствования оборудования, характеризуется своими приемами и методами.

Первоначальные исходные данные для проектирования, как правило, имеют значительную неопределенность, а объем информации об оптимизируемом объекте недостаточен. В то же время, именно этап предпроектной стадии разработки является чрезвычайно важным для создания нового конкурентоспособного энергоблока АЭС. Именно на этом этапе закладываются основные принципиальные технические решения обеспечивающие надежную, эффективную и безопасную последующую эксплуатацию. И именно на этом этапе должна быть проведена технико-экономическая оптимизация основных термодинамических параметров цикла и профиля основного оборудования.

Необходимо иметь в виду, что большей частью термодинамические, а также конструктивные параметры основного оборудования взаимосвязаны и должны оптимизироваться комплексно с использованием обобщенных расчетных моделей. Раздельная оптимизация или произвольный выбор таких параметров, как начальное давление цикла, начальный перегрев, температура питательной воды, структура системы регенерации и системы промежуточной сепарации и перегрева пара, могут привести к грубым просчетам и экономическим потерям.

Недопустимость раздельного определения оптимальных значений для взаимосвязанных параметров иллюстрирует геометрическая интерпретация уравнения Z= / (Х,У). Функция двух переменных представляется в виде поверхности А в трехмерном пространстве (рисунок 1.1).

Минимальному значению функции Z ( применительно к нашей задаче- минимуму затрат) соответствует точка F. В этом случае точки пересечения плоскостей В и С, проходящих через F и параллельных плоскостям координат, с осями координат X и У дадут оптимальные значения Х и У у. Раздельное определение оптимумов, например определение значений X при фиксированном значении Vі равносильно нахождению минимального значения функции в плоскости D, т.е. точки/. В этом случае получаем фиксированный оптимум параметра, соответствующий Xі и соответствую щее ему значение иелевой функции Zf, При этом Zf Z0MTi т.е. затраты на энергоблок возрастают,

Опыт оптимизационных исследований показывает, что с учетом стоимостных показателей мощных энергоблоков получение на пред проектной стадии даже не очень значительных выигрышей по тепловой экономичности или сокращению удельных капиталовложений (до 1%) позволяет получить экономию, исчисляемую десятками миллионов долларов.

Для примера может быть рассмотрена ситуация с формированием заданий по проектированию оборудования и влиянием различных оптимизируемых параметров на общую экономичность для перспективного энергоблока АЭС большой мощности с реактором ВВЭР-1500. Недопустима разработка исходных технических требований и задания на проектирование такого блока, базирующихся только на технологических предпочтениях производителей оборудования или сложившихся традициях проектирования, вне зависимости от того, идет ли речь о скорости вращения турбоагрегата или конструктивных характеристиках парогенератора.

Отход от оптимальных решений, повышающих надежность и экономичность, приведет к значительным потерям в процессе эксплуатации за период жизни энергоблока.

Разработке даже очень важных» но узкопрофильных технических решений (по турбоустановке, теплообмен ному и комплектующему оборудованию и др.) должно предшествовать обоснование основных концептуальных решений по энергоблоку в целом. Например, применительно к новой установке с реактором ВВЭР-1500 указанные исследования должны быть проведены на основе разработанных технических требований к энергоблоку, определенных Минатомом. Эти технические требования должны определять параметры теплоносителя по первому контуру, режим использования турбоустановки, район расположения блока и климатические условия. На основании этих требований могут быть выполнены оптимизационные исследования и даны рекомендации по начальным температурам и давлениям второго контура, температуре питательной воды, типу и конструкции парогенератора и системы ПСПП. профилю турбоустановки, структуре системы регенерации и тепловой схеме

Методика учета режимных факторов при технико-экономическом анализе

Учет работы АЭС на различных уровнях мощности обычно осуществляется введением числа часов использования установленной мощности, в этом случае, если сравниваемые варианты не отличаются по тепловой мощности ДЗ = РДК-С,ДЫЬу (2.5) где AN - разница в номинальной электрической мощности вариантов оптимизируемой АЭС.

В то же время, одно и тоже значение hy может соответствовать совершенно разным режимам работы энергоблока в течение года и, следовательно, его задание еще не характеризует полностью режимные условия работы АЭС.

Если тепловая мощность энергоблока (Q) принимается одинаковой для сопоставления вариантов, то изменение электрической мощности для1 сравниваемых вариантов по общепринятой методике соответствует AN = QAn_ (2.6) где Дг)„ом - разница в экономичности сопоставляемых вариантах фиксируемая, как правило, при работе в номинальном режиме. Тогда разница в приведенных затратах запишется как ДЗ РДК-С ДіиЛ (27) Отсюда видно, что заданием определенного значения hy учитывается суммарная годовая выработка электроэнергии, а косвенно и режимные условия работы АЭС. В то же время задание средневзвешенной по выработке электроэнергии величины hy не учитывает различный характер изменения экономичности сопоставляемых вариантов при разных нагрузках энергоблоков, так как сравнение ведется только по разнице ДЛном определенной в номинальных условиях. Это обстоятельство становится особенно существенным при условии участия АЭС в регулировании нагрузки энергосистемы и появления в работе станции запланированных режимов длительной работы на пониженном уровне мощности. Работа АЭС с реакторами ВВЭР на таких режимах возможна в течение, по крайней мере, 3А периода времени между перегрузками [30,181].

В самом общем случае для вариантов, отличающихся структурой тепловой схемы или параметрами цикла, зависимости экономичности АЭС от нагрузки типа г) - /(Q) или г) /ОО будут различны. То есть, наряду с общим снижением экономичности, характерным для любого энергоблока при переходе на работу на пониженные нагрузки, происходит изменение соотношения экономичности различных вариантов. Это может быть вызвано отличием в начальных параметрах пара и температуре питательной воды и соответственно разным законам их изменения на режимах; ограничениями по работе на скользящем давлении в деаэраторе и вытекающими из этого различными схемами переключений; различной структурной схемой регенерации или промежуточной систем; возможностью работы турбопривода без переключений до различных уровней нагрузки и т.д. Следовательно, даже при задании одинакового годового графика нагрузки сопоставляемых вариантов энергоблока, при оптимизации параметров и структуры тепловой схемы, и выборе профиля оборудования нужно исходить из интегрального значения экономичности, то есть совокупности значений экономичности на всех типовых (продолжительных) режимах работы. Это интегральное значение экономичности позволяет учитывать неодинаковый характер изменения КПД энергоблоков при снижении нагрузки. С учетом вышесказанного разница в приведенных затратах по вариантам запишется в 1760 следующем виде: ДЗ = РДК - JC,ANdh (2.8) о Полученное выражение применимо для технико-экономической оптимизации энергоблоков с водоохлаждаемыми реакторами при условии, что работа в регулировочном диапазоне и связанное с ней изменение мощности и параметров теплоносителя не влияют на значение удельной топливной составляющей приведенных затрат на производство электроэнергии.!) общем случае эта величина определяется как [25]: 3T=Ct+P, - (2.9) где Ст - топливная составляющая себестоимости электроэнергии; Р - суммарный коэффициент отчислений от капиталовложений в топливную загрузку; Кп- капиталовложения в оборотные фонды, связанные с топливной загрузкой; Э - выработка электроэнергии за рассматриваемый период.

Топливная составляющая приведенных затрат на производство электроэнергии может быть представлена через топливную составляющую приведенных затрат на производство тепловой энергии реактора (для краткости назовем ее стоимостью теп ловой энергии) Зт=—- (2.10) ч где Сг, - стоимость тепловой энергии; п - КПД АЭС. При этом даже при работе на номинальном уровне мощности величина С может меняться в различные периоды работы реактора: начальный (переходный), стационарный (установившейся режим стационарных нагрузок) и конечный (переходный).

При неизменной топливной загрузке в активную зону и работе АЭС в регулировочном диапазоне, т.е. режиме изменения тепловой мощности (Q), будет меняться частота перегрузок или средняя глубина выгорания (В) [181]. В соответствии с этим будут изменяться и величины Ст и С-п, которые зависят от удельного расхода топлива на единицу отпущенной электроэнергии (тепла). Таким образом, при изменении выгорания или режима перегрузок, с переходом на пониженный уровень нагрузки АЭС, в критерий оптимизации добавляется новый член, отражающий изменение стоимости тепловой энергии реактора. Тогда полный критерий оптимизации сопоставляемых вариантов АЭС по приведенным затратам в случае работы по одинаковому годовому графику нагрузки запишется: JT60 »760 ДЗ = РДК- Jc,ANdh+ jACriQdh (2.11) о о Учитывая, что практически целесообразно рассматривать только ограниченное число достаточно устойчивых и длительных режимов работы энергоблока (стационарных) и пренебрегая продолжительностью пусковых и переходных режимов можно i-k i-k записать: ДЗ PAK- C ANjhj+ AC Q.hj (2.12) i-i 1-і где і = 1, 2 к- число учитываемых стационарных режимов работы за год.

При таком подходе необходимость учета влияния изменения стоимости тепловой энергии на приведенные затраты будет различной для разных типов реакторов.

Для реакторов типа ВВЭР структурные и параметрические изменения во II контуре не влияют (при заданном уровне нагрузки) на глубину выгорания и длительность кампании реактора.

Определение эффективности энергоблоков с реакторами ВВЭР-1000 и прямоточным парогенератором при учете интегральной экономичности

Если в первом приближении предположить, что при постоянной тепловой мощности капкталовложения в АЭС на насыщенном паре и с начальным перегревом одинаковы, т. е. уменьшение стоимости машзала и системы технического водоснабжения компенсирует увеличение затрат в реактор, то целесообразность сооружения АЭС с РБМК-П может быть оправдана при разработке и применении новых жаропрочных материалов, позволяющих менее значительно ухудшать "физику" реактора. При этом введение начального перегрева должно приводить к росту стоимости тепловой энергии не более чем 10%. Нужно иметь в виду, что с увеличением начальной температуры пара производная К.П.Д. цикла по давлению возрастает, но одновременно в большей степени растет стоимость тепловой энергии т.к. допустимые напряжения конструкционных материалов активной зоны уменьшаются.

Совершенствование схем канальных реакторов с начальным перегревом пара и перспективные направления исследований. Конкурентоспособность введения ядерного перегрева пара в канальных реакторах может быть несколько улучшена за счет оптимизации структуры и параметров тепловой схемы блока.

Специфическими особенностями реактора с ядерным перегревом пара являются: - наличие выделенных перегревательных каналов; - секционирование активной зоны; - необходимость заполнения перегревательных каналов водой или пароводяной смесью перед перегрузкой: - необходимость специального регулирования температуры питательной воды на пе ременных режимах работы блока.

Естественно, тепловая схема турбоустановки должна наилучшим образом удовлетворять указанным особенностям реактора.

Для энергоблока с реактором РБМК-П была предложена тепловая схема, позволяющая учесть специфические особенности реактора и улучшающая показатели энергоблока за счет ряда технических решений [27,69,75,79]. Предложенная принципиальная тепловая схема представлена на рис. 3.30. В основе ее лежит реализация следующих мероприятий:

1.Раздельная подача питательной воды Одним из путей улучшения характеристик канальных реакторов является поколлек-торный подвод питательной воды непосредственно на вход в испарительные каналы (т.е. в напорную линию ГЦН), так как при этом значительно сокращается объем воды, циркулирующей в реакторе (за счет выравнивания паросодержания между наиболее и менее нагруженными каналами), снижается мощность ГЦН и обеспечивается во всех каналах равный запас до кризиса теплосъема. Поэтому подача питательной воды должна осуществляться в две точки: в напорную линию ГЦН - основной поток, а во всасывающую - только такое количество, которое необходимо для понижения температуры воды на всасе ГЦН с целью обеспечения его устойчивой работы по условиям кавитации. Так как между этими двумя точками разность давлений соответствует напору ГЦН (примерно 2,0 МПа), то целесообразно, чтобы на каждую линию питательной воды работал отдельный насос (в противном случае значительные потери экономичности).

Общеизвестны преимущества турбопривода питательного насоса для АЭС, особенно на аварийных режимах. В то же время по условиям питания в пусковых режимах предпочтительнее электропитательные насосы. Таким образом, оптимальная схема питательных насосов состоит из турбонасоса, подающего 75% питательной воды в напорную линию ГЦН и электронасоса, подающего 25% после деаэратора на всасе ГЦН.

Преимущества предполагаемой схемы следующие: - Улучшаются характеристики реактора за счет уменьшения затрат мощности на циркуляцию теплоносителя в испарительном контуре реактора и повышения надежности работы испарительных каналов. к. - Повышается экономичность блока за счет того, что часть мощности дорогостоящих и менее экономичных ГЦН передается ТПН. - При любом разрыве контура многократной циркуляции обеспечивается надежное охлаждение активной зоны (за счет подачи питательной воды в две точки двумя насосами с разным источником питания). - Снижаются капиталовложения в АЭС, так как все аварийные режимы работы блока обеспечиваются без резервного питания. Промежуточный перегрев насыщенным паром, отбираемым из барабана - сепаратора

При начальных параметрах пара tg = 450 С, Р0 = 7,0 МПа конечная влажность пара составляет примерно 14%, что позволяет по условиям работы последней ступени турбины иметь окружную скорость 450 м/с (такая скорость у турбин на 1500 об/мин с длиной рабочей лопатки последней ступени 1400 мм). В то же время если исходить из традиционной схемы промперегрева (острым паром), эффективность его с повышением начальной температуры пара (при неизменном начальном давлении) снижается приблизительно пропориионально отношению Т,ЛГС. где Т» - абсолютная температура насыщения соответствующая начальному давлению цикла. Тс - абсолютная начальная температура пара. Если для цикла насыщенного пара с Р0 = 7,0 МПа каждые 10 С промперегрева дают в среднем 0,25% снижения удельного расхода тела, то при t , = 450 С эта величина снижается примерно до 0,15%. Таким образом, обычная схема промперегрева в данном случае малоэффективна так как выигрыш тепловой экономичности турбины лишь незначительно превышает затраты на перегреватель.

Как уже отмечалось, в реакторе РБМК-П имеются выделенные перегревательные каналы. Из-за низкого коэффициента теплоотдачи перегревательные каналы имеют большое гидравлическое сопротивление, что приводит к повышению давления в испарительном контуре реактора (при заданных параметрах пара перед турбиной) и вследствие этого к увеличению его металлоемкости, снижению выгорания (повышению стоимости тепловой энергий реактора) и росту затрат энергии на циркуляцию теплоносителя (снижение допускаемого паросодержания). Так как наличие оболочек твэлов из нержавеющей стали в перегревательных каналах приводит к большему увеличению стоимости тепловой энергии, чем соответствующее снижение давления. то увеличение числа перегревательных каналов (для снижения их сопротивления) неэффективно.

Отрицательный эффект от повышения давления в испарительном контуре можно значительно уменьшить, если в схеме промиерегрева в качестве греющего пара использовать не острый, а насыщенный пар, отбираемый из барабанов-сепараторов. В этом случае для обеспечения той же температуры промперегрева необходимо отобрать большее количество пара, поэтому термодинамический эффект за счет уменьшения потерь от влажности пара несколько снижается, но в то же время значительно сокращается необходимая поверхность нагрева, так как температура насыщения греющего пара будет выше на величину, соответствующую разности давлений между барабанами-сепараторами и стопорными клапанами турбины. Если в схеме промперегрева острым паром конечная разность температур составляет около 12 С, то здесь она увеличивается примерно до 30 С. Так как часть насыщенного пара, идущая в промперегреватель, не проходит перегревательные каналы, то их гидравлическое сопротивление уменьшается, что при неизменном количестве перегревательных каналов и неизменных параметрах пара перед турбиной приводит к снижению давления в испарительном контуре; кроме того, уменьшается и тепловая мощность перегревательных каналов.

Как уже отмечалось, снижение давления в испарительном контуре сопровождается существенным уменьшением массы воды и циркония в канале и захвата нейтронов в них (при неизменных значениях мощности, запаса до кризиса кипения и деформации ползучести трубы канала). Соответственно растет глубина выгорания топлива (при прежнем начальном обогащении), уменьшается топливная составляющая стоимости электроэнергии, снижаются затраты мощности на циркуляцию теплоносителя (из-за увеличения допускаемого паросодержания) [128].

Оптимизация системы регенерации турбоустановки АЭС с реактором ВВЭР-1000 и вертикальным парогенератором

Для АЭС с реакторами типа ВВЭР при неизменных параметрах первого контура (давлении и температуре теплоносителя на входе и выходе из реактора) параметры второго контура определяются минимальной At в парогенераторе. В применяемых для энергоблоков с реакторами ВВЭР парогенераторах горизонтального типа вся поверхность нагрева работает как испаритель. Подогрев питательной воды, подаваемой непосредственно в паровой объем парогенератора, от температуры t,„ ( на выходе из системы регенерации турбоустановки) до температуры насыщения t", соответствующей давлению пара, осуществляется за счет конденсации части вырабатываемого пара.

При этом «Iі-4- —. (4.1) где t2 - температура воды первого контура на выходе из парогенератора; Atmi,, - минимальный температурный напор в испарительном участке. При минимально возможном значении Atmin = 10С принятое а блоках ВВЭР-1000 начальное давление пара Р0 =6,27 МПа является по существу предельным.

В горизонтальном парогенераторе величина поверхности нагрева не зависит от температуры питательной воды, поэтому при фиксированных параметрах 1-го контура ее оптимальное значение определяется только соотношением между изменением электрической мощности блока и поверхности нагрева регенеративных подогревателей, т.к. оправдано значение ь , близкое к термодинамическому оптимуму (при Р0 — 6,27 Мпа; t„B 225 С), Таким образом, при использовании горизонтальных парогенераторов в энергоблоках ВВЭР-1000 без изменения параметров первого контура нет возможности для дальнейшего повышения параметров второго контура.

Положение меняется при использовании вертикального парогенератора, в котором имеется возможность выделить в зоне минимальных температур теплоносителя первого контура часть поверхности нагрева для подогрева питательной воды от tn, до t", т,е. ввести экономайзерный участок (Q ж 0) см. рис .4.10 G ; С[ соответственно расход и средняя теплоемкость теплоносителя в первом контуре на экономайзерном участке. Сопоставляя выражение (4.1) и (4.2), приходим к выводу, что при неизменных параметрах первого контура и минимально возможной Atmin. при наличии экономайзерного участка во втором контуре может быть получено более высокое давление пара, причем тем большее, чем выше значение Qw, т.е. чем ниже температура питательной воды. При сохранении во втором контуре парогенератора таких же значений давления, как и для горизонтального парогенератора, получаем, что минимальный температурный напор для вертикального парогенератора больше, чем у горизонтального парогенератора Ах , = t3 " ілтю, где Із - температура теплоносителя первого контура, соответствующая минимальной температурной разности в вертикальном парогенераторе. Как следствие, средний логарифмический температурный напор для вертикального парогенератора (д "" ) выше, чем соответствующий логарифмический температурный напор горизонтального парогенератора (At7 что в свою очередь дает выигрыш в поверхности нагрева для вертикального парогенератора. Как показывают расчеты, при Р0 = 6,27 МПа этот выигрыш оценивается примерно в 20% по поверхности нагрева.

Однако проведенные исследования показали, что преимущества от выделения экономайзерного участка в вертикальном парогенераторе более эффективно исполь зовать не для снижения поверхности нагрева, а для повышения начальных параметров пара, так как с увеличением давления во II контуре относительное снижение среднего температурного напора у вертикального парогенератора меньше, чем у горизонталь ного. Таким образом, с ростом параметров II контура поверхность нагрева парогене ратора с экономайзером будет увеличиваться в меньшей степени, чем у парогенера тора без экономайзера [111]. Это соотношение в изменении величин поверхности на грева становится еще большим в пользу вертикального парогенератора, если учесть, что с ростом t" происходит некоторый рост относительной тепловой мощности эко номайзерного участка, что приводит к увеличению температуры it. Так, при тепловой мощности реактора и параметрах первого контура (t 325С: t = 290С) для началь ного давления Р0 - 6,27 МПа средняя логарифмическая разность температур для го ризонтального парогенератора At, = 24,4 С, а для вертикального парогенератора при t„, = 220С и Дія = 16,8С где 0ЭК и CJft7] - соответственно доли тепловой мощности эконома йзернрго и испарительного участка при условии равенства на этих участках коэффициентов теплопередачи. Таким образом, разница между поверхностями нагрева двух типов парогенераторов при Pe = 6,27 МПа составляет - 29%, Если же повысить давление во втором контуре до Р0 = 7,2 МПа, то для горизонтального парогенератора при Дітіп - 4,6 С, Д = 14 С, а для вертикального парогенератора Діл - 23 С, т.е. в этом случае разница между поверхностями нагрева составит 64% в пользу вертикального парогенератора. Если учесть некоторую разницу в коэффициентах теплопередачи на экономайзер-ном и испарительном участках, то выигрыш по поверхности для вертикального парогенератора составит при Р0 = 6,27 МПа 20%, а при Р0 = 7,2 МПа около 45%.

Описанное положение иллюстрируется сопоставлением рис. 4.Н. и рис. 4.12., из которых видно, что производная от приведенных затрат в парогенератор по давлению существенно выше для горизонтального парогенератора, чем для вертикального (разница в угле наклона кривых, характеризующих затраты в парогенератор). Оптимальное начальное давление определяется на основе анализа уравнения : тт ДЗ = Д3„ + ДЗЛП +Л3№ +ЛЗт (4.4) где ДЗМ, Д31Ю, ДЗрег Д3„г - изменение приведенных затрат в замещаемую мощность, в пром перегреватель, в систему регенерации и в парогенератор. Причем для вертикального парогенератора оптимальное значение Рт соответствующее min ЕДЗ, будет всегда выше, чем для горизонтального, так как при одинаковом изменении тепловой экономичности с ростом Р0 кривая ДЗПГ для вертикального парогенератора располагается ниже аналогичной кривой для горизонтального парогенератора и суммарная кривая ІДЗ меняет знак производной в точке, соответствующей более высокому значению Р0.

При применении вертикального парогенератора будет меняться значение оптимальной температуры питательной воды. Если в горизонтальном парогенераторе затраты на поверхность парогенератора не влияли на значение оптимума tn„, то в вертикальном парогенераторе оптимальное значение температуры питательной воды определяется как минимум разности приведенных затрат, связанных с изменением мощности энергоблока (ДЗ- ,), затрат на систему регенерации и промперегреватель (ДЗПЯ + ДЗрсг) и затрат на парогенератор (ДЗщ.).

Похожие диссертации на Оптимизация параметров, схемных решений и режимов работы теплосиловой части АЭС с водоохлаждаемыми реакторами

Математическое моделирование тепломассообмена в каналах реакторов АЭС с стержневыми твэламиЯкушев, Анатолий Павлович

Методология обоснования продления срока службы опорных конструкций реакторов АЭС с ВВЭР-440Никитенко Михаил Павлович

Метод теплогидравлического расчета активных зон реакторов АЭС и модельных сборок на основе применения обобщенных переменных Прандтля-МизесаЧусов, Игорь Александрович

Обоснование метода сухого хранения отработавшего ядерного топлива АЭС с реакторами РБМК-1000 и ВВЭР-1000Калинкин Владимир Ильич

Выбор и обоснование параметров пассивных систем безопасности для АЭС с реактором ВВЭРБыков Михаил Анатольевич

Совершенствование водно-химического режима АЭС с реакторами РБМК для снижения коррозионной повреждаемости оборудования и трубопроводовЮрманов Виктор Анатольевич

Моделирование парового взрыва при тяжелой аварии на АЭС с корпусным реактором с водой под давлением Соколин Алексей Владимирович

Радиационные характеристики реакторных материалов и отходов при выводе из эксплуатации реактора первой в мире АЭСМасалов Дмитрий Петрович

Обращение с жидкими радиоактивными отходами в проектах АЭС нового поколения с реактором ВВЭРОнуфриенко Сергей Викторович

Разработка систем безопасности в проекте АЭС нового поколения с реактором ВВЭР средней мощности с использованием пассивного принципа Молчанов Анатолий Викторович