Содержание к диссертации
Введение
2. Состояние разработок и постановка задачи оптимизации схемы аэс с учетом надёжности 11
2.1. Анализ методов расчета надёжности и затрат для энергоустановок. Существующие схемные решения для энергоблоков АЭС 11
2.2. Постановка оптимизационной задачи 19
3. Методика выбора схемы аэс с учетом надёжности 25
3.1. Определение приведенных затрат с учетом надёжности 25
3.2. Определение приведенных затрат, учитывающих влияние надёжности 28
3.3. Определение годовых издержек по ЭЭС из-за полных отказов энергоустановки 30
3.4. Определение годовых издержек из-за частичных отказов энергоустановки . 32
3.5. Определение дополнительных капиталовложений в мощность аварийного резерва 38
3.6. Учёт взаимосвязи между-надёжностью и стоимостью элементов, .энергоустановки 42
3.7. Показатели надёжности энергогенерирующей установки 45
3.8. Влияние надёжности на энергетическую эффективность энергоблока 47
3.9. Оценка живучести и безопасности энергоблоков АЭС 51
4. Методика расчета структурной надшюсти энергоблока
4.1. Предварительный анализ возможных состояний энергоустановки 55
4.2. Построение расчетной схемы энергоустановки 59
4.3. Определение показателей надежности энергоустановки 65
4.4. Описание комплекса программ расчета показателей надежности и приведенных затрат на ЭВМ 77
4.5. Анализ исходной информации 82
5. Оптимизационные исслщования: структурной надежности энергоблоков АЭС С ВВЭР-1000 И ВВЭР-2000 88
5.1. Варианты исследования и исходные данные 88
5.2. Сопоставление вариантов принципиальной схемы АЭС с ВВЭР-1000 и с ВВЭР-2000 97
5.3. Анализ влияния энергосистемных факторов на выбор структуры энергоблока 109
5.4. Определение оптимального уровня надежности оборудования энергоблока 121
5.5. Сравнение вариантов схем при оптимальном уровне надежности оборудования энергоблоков с ВВЭР-1000 и с ВВЭР-2000 137
5.6. Анализ влияния схемы энергоблоков на живучесть и безопасность АЭС 156
Заключение 160
Литература 164
Приложение 180
- Постановка оптимизационной задачи
- Определение годовых издержек по ЭЭС из-за полных отказов энергоустановки
- Построение расчетной схемы энергоустановки
- Анализ влияния энергосистемных факторов на выбор структуры энергоблока
Введение к работе
В принятых решениях ХХУІ съезда КПСС и последующих Пленумов ЦК КПСС уделено огромное внимание энергетике, как ведущей отрасли народного хозяйства, что нашло отражение в Продовольственной и Энергетической программах. Роль атомной энергетики в развитии энергетики отмечена на июньском (1983 г.) Пленуме Щ КПСС: "Будущее нашей энергетики - это прежде всего использование новейших атомных реакторов, а в перспективе и практическое решение проблемы управляемого термоядерного синтеза" [і].
Энергетика в современном представлении охватывает сложную совокупность процессов преобразования, распределения и использования всех видов энергетических ресурсов от их добычи до приемников энергии включительно.
Создание больших систем энергетики отражает важнейшее направление научно-технического прогресса. Их основной функцией является обеспечение бесперебойного и наиболее эффективного удовлетворения растущих потребностей народного хозяйства во всех видах энергии и топлива [2,3].
Одной из основных характеристик систем энергетики является надежность их функционирования. Решение задач надежности в больших системах энергетики обладает рядом особенностей. Эти особенности проявляются:
- отсутствии, как правило, достоверной информации о возможных отказах оборудования и связей систем энергетики;
- в особой важности надежности непрерывно развивающихся систем энергетики, объединенных материальными связями. Поэтому в энергетике необходимо обоснованное решение во времени (а не в статике) задач надежности развивающихся больших систем; - в технико-экономическом аспекте задачи надежности, которая является составной частью общей задачи оптимизации развития систем энергетики. Расчетная надежность в системах энергетики должна быть экономически целесообразной. Поэтому должна решаться задача нахождения таких оптимальных решений, в которые фактор надежности входит как одна из органических составляющих расчета.
Энергогенерирующие установки являются одной из основных частей общеэнергетической системы. В свою очередь они обладают сложной структурой совместно работающего оборудования и сложными внешними связями с другими системами и объектами общеэнергетической системы. Практически надежность функционирования систем энергетики существенно определяется надежностью оборудования. Поэтому выбор технологической схемы и резервирования оборудования для новых типов энергогенерирующих установок на этапе их разработки и проектирования - один из основных способов обеспечения требуемой или оптимальной надежности и эффективности систем энергетики.
Актуальность решения этой задачи на уровне энергогенерирующей установки обусловлена тесной взаимосвязью решений по обеспечению оптимальной надежности с обеспечением топливной экономичности, живучести и других важнейших свойств проектируемых энергоустановок. Эти решения могут существенно влиять на сравниваемую экономическую эффективность, целесообразность и масштабы ввода новых типов энергоустановок [4].
Основой ядерной энергетики в настоящее время являются АЭС с реакторами, в которых в качестве теплоносителя используется вода. На долю энергетических реакторов с водяными теплоносителями приходится более 80$ всей установленной мощности АЭС в мире, циничная мощность таких энергоблоков достигла 1200-1300 МВт(э), имеются разработки по аналогичным реакторам мощностью 1500-2000 МВт(э). В 1980 г. в мире работало более 150 реакторных установок, где теплоносителем является обычная вода (кипящего типа и с водой под давлением). До 1990 года количество таких ре- . акторов планируется увеличить до 350-370 единиц, в основном за счет реакторов единичной мощностью 800-1300 МВт(э) Г 5].
На конец 1981 года в СССР работало 12 энергоблоков с реакторами типа ВВЭР общей мощностью 5535 МВт(э), при этом суммарная наработка АЭС с ВВЭР составила 58 реакторо-лет. За текущую пятилетку намечено обеспечить долю выработки электроэнергии на АЭС примерно с 6% до 14% общей выработки электроэнергии в стране [6,7].
Нормы технологического проектирования, принципы выбора оборудования и его резервов, выработанные ранее для ТЭС на органическом топливе, и проведенные разработки для АЭС основаны, главным образом, на инженерном опыте многолетней практики проектирования и эксплуатации без количественных оценок и технико-экономической оптимизации надежности на этапе проектирования энергоустановок. С развитием теории надежности, вычислительной и информационной техники, а также с приобретением опыта эксплуатации появились объективные условия для решения проблем надежности энергоустановок не только в качественном, но и в количественном аспекте. На основании этого возможна сравнительная оценка экономической эффективности энергоустановок. Кроме того, инструментом для расчетных исследований влияния схемных решений на технико-экономические показатели АЭС и на их резервирование в ЭЭС могут служить разработанные методы исследования и оптимизации систем энергетики [2,3,84-12], методы математического моделирования оптимального проектирования систем энергетики и энергоустановок [ІЗ 16], а также современные разработки методов расчета надежности и резервирования для технических систем [17 4- 21] и, в частности, для энергоустановок [22 28].
В расчетах надежности и экономической эффективности технических систем возникает противоречивое стремление: иметь, с одной стороны, наиболее точную расчетную модель, с. другой - простоту расчетов и обеспеченность модели исходными данными. При этом желательно как можно шире и глубже учесть особенности создания и эксплуатации энергоустановок, как элемента электроэнергетической системы. В соответствии с этим, целью данной работы является:
- системная постановка и формулировка задачи оптимизации принципиальной схемы и структурных резервов энергоустановок АЭС с учетом их связей в ЭЭС, физико-технических особенностей и ограчений;
- разработка соответствующей методики расчета показателей надежности технологической схемы в зависимости от ее состава и структурного резервирования, от показателей надежности и условий эксплуатации оборудования;
- разработка методики технико-экономической оценки вида схемы и структурного резервирования в энергоустановке с учетом надежности и условий эксплуатации в ЭЭС;
- создание программы на ЭВМ, реализующей эти методики применительно к схемам АЭС с реакторами типа ВВЭР;
- проведение технико-экономических исследований схем и структурного резервирования для перспективных серийных энергоблоков АЭС с ВВЭР;
- исследование тенденций (закономерностей) формирования оптимальных решений и получение рациональных решений и рекомендаций по выбору технологических схем АЭС с ВВЭР. - исследование влияния технологических схем на живучесть
АЭС с ВВЭР.
В задачу расчетных исследований входит:
- технико-экономическое сравнение вариантов схем и структурного резервирования энергоблоков АЭС с ЕВЭР-ЮОО и ВВЭР-2000 при различных оценках исходной информации по надежности и стоимости оборудования;
- анализ влияния системных связей энергоустановки в ЭЭС на технико-экономические показатели и на выбор варианта схемы энергоблока;
- оценка целесообразных изменений надежности оборудования энергоблоков и предельно-эффективных дополнительных капиталовложений на повышение надежности оборудования;
- определение требований па,надежности и дополнительным капиталов ложениям для обеспечения экономической эффективности моноблоков по сравнению с дубль-блоками АЭС с ВВЭР;
- поиск областей и границ эффективности для различных вариантов схем энергоблоков с ВВЭР.
Методологической основой для выделения рассматриваемой задачи из общей задачи оптимизации надежности электроэнергетических систем и ее элементов, а также из задачи комплексной оптимизации проектируемых энергогенерирующих установок служит ее модельная и алгоритмическая декомпозиция [8,14,22,25,26].
Для соответствия частного оптимального решения на уровне энергоустановки оптимальному решению на уровне ЭЭС должна использоваться итерационная увязка решений между задачами иерархических уровней. На верхнем уровне необходима увязка решений структурной задачи с решениями задачи выбора оптимального резервирования в ЭЭС; на нижнем уровне - с решениями на уровне установки и ее частей: задачи оптимизации технологического процесса и типоразмеров оборудования, ремонтной задачи, вероятностно-прочностных задач на уровне элементов оборудования, задачи и выбора запасов производительности и других [27]• Данная работа выполнена с учетом возможностей такой увязки.
Методическая и практическая новизна исследований, которые представляет автор к защите, заключается в следующем:
1) разработана и практически реализована методика определения технико-экономических показателей энергогенерирующих установок с учетом фактора надежности: оборудования и схемных решений;
2) разработана методика расчета показателей надежности, живучести и энергетической эффективности энергоблоков с учетом частичных и полных отказов, позволяющая проводить многовариантные расчеты;
3) для новых АЭС с ЕВЭР определена эффективность вариантов схем первого и второго контуров энергоблоков мощностью 1000 •г 2000 МВт;
4) для энергоблоков АЭС с ВВЭР мощностью 1000-5-2000 МВт определены оптимальные уровни повышения надежности оборудования с учетом связей в ЭЭС;
5) определены граничные условия равной эффективности моноблоков и дубль-блоков по удельным капиталовложениям и показателям надежности энергоблоков.
Диссертация состоит из введения, основной части (четыре раздела) , заключения и списка литературы.
Анализ методов расчета структурной надежности и затрат с учетом надежности для энергоустановок и других технических систем и постановка опттшзапионной структурной задачи - в разделе 2. Методические положения и зависимости для определения приведенных затрат с учетом надежности оборудования, схемных решений и связей с ЭЭС - в разделе 3.
Методические подходы и особенности расчета показателей структурной надежности энергоустановки с учетом полных и частичных отказов - в разделе 4. Здесь же приведено описание программ расчетов на ЭВМ и анализ исходной информации.
Описание основных вариантов исследуемых схем энергоблоков с ВВЭР, сопоставление этих вариантов по критерию приведенных затрат с учетом надежности, исследование оптимальных уровней надежности энергоблока и выявление границ эффективности - в разделе 5. Здесь же даны результаты структурного исследования некоторых свойств живучести и безопасности энергоблоков с ВВЭР.
Часть результатов исследований приводится в приложении к диссертации.
Основные выводы и рекомендации, полученные в результате расчетных исследований, приведены в заключении.
Результаты исследования получили практическое внедрение в НПО ЦКТИ им.И.И.Ползунова при исследовании надежности энергоблоков АЭС и разработках мероприятий по повышению надежности оборудования, а также в ОКБ ВТИ им.Ф.Э.Дзержинского при разработке технических предложений по энергоблоку с ВВсР-ЮОО и 2000.
По теме работы автором опубликовано 6 работ [25,72,74,77, 147,148].
В целом работа отражает определенный этап исследования и оптимизации надежности и структурного резервирования, проведенного автором в СЭИ СО АН СССР под руководством чл.-корр.АН СССР Л.С.Попырина и при консультировании к.т.н., с.н.с.С.М.Каплуна, которым автор выражает признательность.
Постановка оптимизационной задачи
На этапах разработки и проектирования энергоустановок оптимальный выбор принципиальной схемы и резервирования оборудования является одним из основных моментов расчетных исследований. При обосновании схемных решений по энергоустановке наряду с технологическими и экономическими факторами должны учитываться вопросы обеспечения надежности и безопасности установки. Для этого необходимо иметь функциональные и другие зависимости, отражающие связь между экономической эффективностью энергоустановки и показателями надежности составляющих ее элементов. Вид и содержание этих зависимостей должны не только отражать взаимосвязь "схема-надежность-затраты", но и давать- возможность определения оптимальной надежности энергоустановки с учетом условий эксплуатации в ЭЭС. Изменения технологической схемы или структурных резервов одновременно влияют на надежность, безопасность, стоимость и экономическую эффективность энергоустановки. Изменение надежности, в свою очередь, сказывается на величине аварийного резерва и суммарном расходе топлива в ЭЭС. Поэтому при определении экономической эффективности вариантов схемы энергоустановки необходимо учитывать не только структуру и надежность оборудования, но ж ее внешние связи.
В связи с тем, что энергоустановка является элементом электроэнергетической системы, ее оптимальный уровень надежности может определяться (задаваться) в виде экономически обоснованных нормативных требований со стороны ЭЭС, выявленных при оптимизации наделшости энергоснабжения потребителей. При таком нормативном задании показателей надежности со стороны верхнего иерархи ческого уровня по отношению к энергоустановке возникают значительные трудности учета вариантных изменений структуры энергоустановки. В практических задачах оптимизации надежности ЭЭС изменения структурной схемы энергоустановок не учитываются из-за относительно слабого влияния их на оптимизируемые параметры сложной ЭЭС. В данном случае энергоустановка представляется в виде единого элемента с определенными или заданными показателями надежности. В то же время энергоустановка сама представляет сложную техническую систему, внутренняя структура которой может изменяться. Поэтому при определении оптимальной надежности энергоустановки она должна рассматриваться одновременно как система, имеющая сложную внутреннюю структуру, и как элемент энергосистемы. Энергосистема в данном случае представляется совокупностью внешних связей для энергоустановки. Сюда, в частности, входят стоимостные характеристики расходуемого топлива по энергоустановке, удельные расходы и стоимости топлива для установок аварийного резерва или установок, выполняющих функции резерва в ЭЭС.
Двойственное представление энергоустановки позволяет учитывать как влияние вида принципиальной схемы и надежности частей оборудования на величину приведенных затрат и мощность аварийного резерва в ЭЭС, так и влияние характеристик ЭЭС на структуру энергоблока.
Таким образом, изменения приведенных затрат при изменении структурной схемы и надежности оборудования учитываются на двух уровнях - на уровне энергоустановки и на уровне ЭЭС.С учетом вышеперечисленных особенностей функционирования и взаимосвязей энергоустановки в ЭЭС инженерная постановка структурной задачи представляется в следующем виде. Необходимо найти оптимальный состав элементов принципиальной технологической схемы и структурные резервы оборудования, дающие минимум приведенных народно-хозяйственных затрат с учетом надежности установки, при выполнении заданных условий функционирования в ЭЭС и наличии ограничений со стороны ЭЭС, энергомашиностроения, топливоснабжения и других внешних систем.
Решение данной задачи целесообразно разделить на ряд подзадач, решения которых итерационно увязываются между собой. К ним относятся следующие подзадачи.
Схемная подзадача - нахождение основных принципиальных решений по выбору структуры технологической схемы. При исследовании АЭС с ВВЭР в эту подзадачу входит нахождение оптимального количества циркуляционных петель первого контура и турбоустановок во втором контуре. Для традиционных ТЭС на органическом топливе сюда относится, в частности, выбор числа парогенераторов в энергоблоке.
Структурная подзадача - определение оптимального вида структурного резервирования отдельных частей оборудования, количества и единичной мощности резервных и основных (рабочих) элементов. К данной подзадаче относится определение влияния уровня надежности отдельных элементов на надежность всей энергоустановки и, соответственно, на величину приведенных затрат с учетом внутренних и внешних связей и ограничений. К данной подзадаче можно отнести выбор числа ниток в схеме регенеративного подогрева турбоустановки, нахождение числа и мощности питательных и конден-сатных насосов. В структурную подзадачу входит также определение требований по надежности к отдельным элементам при вводе или исключении резервирования, обоснование наличия или исключения главных запорных задвижек (ГЗЗ) в циркуляционных петлях первого
Определение годовых издержек по ЭЭС из-за полных отказов энергоустановки
При полных отказах энергоустановки принимается, что всю выработку электроэнергии согласно графику нагрузки обеспечивают ус тановки аварийного резерва. При этом топливо расходуется аварий-ниш установками, а данная энергоустановка топливо не расходует (кроме расходов на останов и пуск). Поэтому дополнительные издержки на топливо по ЭЭС определяются разницей затрат на топливо на установках аварийного резерва и данной энергоустановкой за время простоя в полном отказе в t-ом году:где SRt - удельный расход топлива установками аварийного резерва; Ц т - удельные затраты на топливо для резервных установок в -ом году; L: - удельный расход топлива энергоустановкой при у-ом уровне нагрузки; ц±- удельные затраты на топливо, расходуемое данной энергоустановкой; tt - суммарная длительность простоев энергоустановки в полных отказах за t -ый год.
Эксплуатационные издержки по установкам аварийного резерва определяются требуемой величиной резервной мощности и длительностью простоя установки в полных отказах:где d/R - коэффициент суммарных отчислений на амортизацию, текущий ремонт, заработную плату и прочих издержек для резервных установок; kg - удельные капиталовложения в резервные установки; КЦМЯІ - коэффициент использования установленной мощности резервных установок в t-ом году в ЭЭС.
Затраты на восстановление отказавшего оборудования определяются количеством отказов элементов и продолжительностью ремонта: где Ip - количество элементов, отказ которых приводит к полным отказам энергоустановки; nlt - число полных отказов энергоустановки в t -ом году из-за отказов I -го элемента; - - среднее время восстановления і-то элемента; d3ii - удельные часовые затраты на восстановление 6-го элемента.
Издержки на пуски и остановы из-за полных отказов энергоустановки:л/ - количество полных отказов энергоустановки в і -ом году;й по - удельные затраты на один цикл "пуск+останов" энергоустановки.В результате проявления полных отказов недовыработка электроэнергии энергоустановкой составит:
Соответственно уменьшается расход электроэнергии на собственные нужды энергоустановки (общестанционные расходы на собственные нужды остаются без изменения):где эсн - относительный удельный расход электроэнергии на собственные нужды энергоустановки; W» - установленная мощность энергоустановки.
Определение издержек из-за частичных отказов энергоустановки обладает рядом особенностей, которые не проявляются при полных отказах:1. В состоянии частичного отказа снижается рабочая мощностьи (или) КПД энергоустановки. При этом величина недоотпуска электроэнергии зависит от соотношения рабочей мощности энергоустановки Ws и мощности по графику нагрузки \fy . Если энергоустановка в состоянии частичного отказа работает по заданному графику нагрузки, то недоотпуска электроэнергии в ЭЭС не будет.2. В общем случае при частичных отказах энергоустановка из-за отключения неисправного оборудования имеет значение КПД ниже,чем при плановом снижении мощности установкой в работоспособном (исправном) состоянии. При этом по энергоустановке повышается удельный расход топлива.3. При частичных отказах энергоустановки возможна организация отложенного ремонта с диспетчерской выдержкой до снижения нагрузки в ЭЭС (до выходных дней), а затем после полного останова производится ремонт отказавшего оборудования. В период выдержки частичный недоотпуск электроэнергии покрывается резервными установками, а в период снижения нагрузки в ЭЭС - дозагрузкой базисных и полубазисных энергоустановок. Последние тлеют значения КПД и удельного расхода топлива примерно равными КПД и удельному расходу топлива по данной энергоустановке, работающей в базисной части графика нагрузки. Поэтому в период снижения нагрузки в ЭЭС (одновременно и ремонта) перерасхода топлива в ЭЭС может и не возникать. Если ремонт не заканчивается в период снижения нагрузки (обычно в выходные дни), то после этого энергоустановка из состояния частичного отказа переходит в состояние полного отказа.4. Часть оборудования можно ремонтировать при работающей энергоустановке.
Исходя из особенностей проявления частичных отказов, вызванные такими отказами издержки определяются для двух случаев: ремонт "на ходу" и ремонт "после выдержки".
Топливная составляющая издержек при ремонте "на ходу": если Ws Wt. :где Ws - рабочая мощность, которую может развивать установка при частичном отказе S -го уровня; Sf- количество уровней мощности при частичных отказах энергоустановки; %5 - годовая длительность нахождения энергоустановки в состоянии частичного отказа S -го уровня; Sts - удельный расход топлива энергоустановкой в состоянии частичного отказа s-го уровня; И$ - удельный расход топлива при безаварийном оншсении мощности энергоустановки до значения W$ ; $js - удельный расход топлива при работе энергоустановки по заданному графику нагрузки в состоянии частичного отказа, связанного с ухудшением КПД.
При организации диспетчерской выдержки (отложенного ремонта) установка в состоянии частичного отказа s-ro уровня работает на рабочей мощности Ws (при W Wb-) или W (Ws \!ц) до снижения нагрузки в течение времени tBt . Если ремонт отказавшего оборудования превышает период снижения нагрузки Vid на величину АТ$ , ТО за период д8 издержки определяются как при полных отказах.Топливная составляющая при ремонте "после выдержки":
Построение расчетной схемы энергоустановки
В основу построения расчетной схемы по надежности положен предварительный инженерный анализ технологической схемы энергоустановки. Целью инженерного анализа схемы энергоустановки является:- определение состава технологической схемы энергоустановки, отвечающего целям решаемой задачи;- определение условий, при которых энергоустановка может перейти из работоспособного состояния в состояния полного и частичного отказов;- выделение элементов из технологической схемы и определение связей по надежности между элементами;- определение влияния отказа каждого элемента на состояние энергоустановки;- определение условий восстановления отказавшего элемента;- определение возможных способов резервирования оборудования;- выявление дополнительных факторов, которые необходимо учитывать при сравнении вариантов схем АЭС; - построение расчетной схемы по надежности .
Выбор состава оборудования и подробность рассмотрения технологической схемы проводятся с учетом целей исследований и возможностей расчетной программы. При этом выделяются второстепенные системы и оборудование, которые можно включить в один элемент "Прочие" без ущерба для решаемой задачи. Так, при выборе числа петель первого контура или числа турбоустановок в энергоблоке АЭС с ВВЭР в элемент "Прочие" можно отнести систему охлаждения конденсаторов (насосное оборудование, система охлаждения циркуляпионной воды, водоводы и т.п.).
Определение возможных состояний энергоустановки является одним из основных вопросов при расчете показателей надежности. Практически все перечисленные цели предварительного анализа технологической схемы относятся к вопросу выявления возможных состояний энергоустановки. Здесь выявляется при каких условиях энергоустановка переходит из работоспособного состояния в состояния полного или частичного отказов. Для этого определяются предельные значения рабочей мощности, термодинамических и расходных параметров, определяющих состояние установки, а также учитывается обеспечение требований по безопасности АЭС.
В качестве элементов расчетной схемы по надежности принимаются отдельные агрегаты или участки технологической схемы энергоустановки. При выделении элементов в основу положены следующие положения:- выделение элементов в технологической схеме должно соответствовать целям поставленной задачи исследований;- элемент должен быть самостоятельной технологической единицей энергоустановки;- возможность определения или оценки показателей надежности элемента на данной стадии исследований;- возможность определения влияния отказа элемента на показатели надежности и экономичности энергоустановки.
Отказы различных элементов приводят к разному энергетическому эффекту, который можно выразить через изменение мощности и КПД энергоустановки. Влияние отказа і.-то элемента на изменение рабочей мощности энергоустановки в расчетных исследованиях учитывается коэффициентом влияния уЗиг: » а на изменение КПДэлемента; W/ - рабочая мощность энергоустановки при отказе 1-то элемента; W - установленная мощность; hs - КЦД энергоустановки при работе на j -ом уровне нагрузки; и - КПД энергоустановки при отказе і-то элемента.
Состояние энергоустановки (полный и частичный отказ) при отказе I -го элемента определяется соотношением Wi ;WrM (п.4.І). Значения величин V/. и w определяются пересчетом при исключении отказавшего /.-го элемента из технологической схемы энергоустановки или на основе анализа оптиглизационных исследований схем и параметров аналогичных установок [ 134-16, 25, 38, 404-42, 46, 56, 76, 91, 95, 103, 105, 119, 150] .
Условия проведения внепланового ремонта отказавшего оборудования в значительной мере определяют состояние энергоблока после отказа этого оборудования. Эти условия особенно сказываются при анализе состояний энергоблоков с ядерным реактором. Возможные режимы вывода в ремонт отказавшего оборудования АЭС с ВВЭР рассмотрены в п.4.1. От условий проведения ремонта (замена или уст ранение неисправности на месте) зависит длительность восстановления, что отражается в исходной информации по надежности элементов.
Проведенный анализ технологических схем электростанций на ядерном и органическом топливе позволил выявить характерные виды соединений элементов при обеспечении структурного резервирования, которые названы типовыми. Вид типовых структурных соединений приведен в таблице 4.1.
Для различных вариантов технологической схемы могут возникнуть различия в условиях использования энергоустановки, а также в составе оборудования. Так, при сравнении вариантов схем с главной запорной задвижкой (ГЗЗ) на главных циркуляционных трубопроводах первого контура и без ГЗЗ необходимо учитывать, что рабочая мощность энергоблока при отказе оборудования первого контура в сравниваемых вариантах будет отличаться. При установке в блоке с реактором двух турбоагрегатов вместо одного может быть обеспечено более глубокое вынужденное снижение мощности. К дополнительным факторам при сравнении вариантов схем АЭС относится и изменение капиталовложений не только в оборудование энергоблока, но и в строительную часть АЭС.
Для определения показателей надежности энергоустановки на основе ее технологической схемы и проведенного инженерного анализа строится расчетная схема по надежности, состоящая из элементов, узлов, подсистем и систем.
Элементы, имеющие одинаковое функциональное назначение и технологически связанные между собой, объединяются в узлы. Отдельный узел, как правило, состоит из однотипных элементов, но может содержать и разнотипные элементы, участвующие в структурном резервировании. Согласно перечню типовых соединений (табл.4.I) каж
Анализ влияния энергосистемных факторов на выбор структуры энергоблока
Значения суммарных приведенных затрат 3 и их состав ляющих 5o и Зн в значительной мере определяются технико-экономическими показателями замещающих и резервных мощностей в ЭЭС. Необходимость анализа влияния энергосистемных факторов обусловлена рядом причин:1) неопределенность исходной информации по резервным энергоустановкам на перспективу;2) возможностью изменения оптимальной структуры энергоблока при изменении условий эксплуатации (места строительства, стоимости топлива, капиталовложений в резервные мощности и др.) при принятых показателях надежности оборудования;3) необходимость оценки устойчивости оптимальных решений и выявления зоны значений показателей энергосистемных и других факторов, при которых оптимальный вариант по отношению к другим исследуемым вариантам схемы энергоблока не изменяется.
Влияние системных факторов (перечень дан ниже) рассмотрено для разных вариантов схемы энергоблока с ВВЭР-ЮОО - (4+2) ,(4+1), (2+2), (2+1) без ГЗЗ при I и П режимах вывода в аварийный ремонт оборудования циркуляционных петель. Зависимости приведенных затрат от системных факторов рассмотрены также при средней, пессимистической и оптимистической оценках надежности оборудования, соответственно ЗнР} Зпнес} ЗТ и З , 3ес, 3nnL . Как видно из приведенных результатов для варианта (4+2)1000 (рис.5.1), зависимости приведенных затрат от системных факторов имеют линейный характер и описываются уравнением вида и — а+вх. Аналогичные зависимости получены для остальных вариантов схемы энергоблока с ВВЭР-ЮОО. Изменение режима вывода в ремонт оборудования первого контура практически не влияет на значение коэффициентов а и ё (разница составляет (1 5)$ от абсолютного значения коэффициентов). Линейность зависимостей приведенных затрат под тверждается анализом аналитических зависимостей приведенных затрат и их составляющих (см.п.3.1). Совместное влияние нескольких факторов определяется суперпозицией влияний отдельных факторов, то есть суммированием коэффициентов уравнения влияния по отдельным факторам.
Учитывая, что 3Z=30+3H рассмотрим влияние отдельных факторов на примере варианта (4+2)1000.
Капиталовложения в энергоустановку. Изменения капиталовложений в оборудования АЭС сказываются в основном на величине Зо в связи с изменением как величины К0 І так и изменением ежегодных нормативных отчислений от капиталовложений (рис.5.1.а).
Незначительное изменение величины Зн обусловлено изменением затрат на восстановление, которые составляют около Ъ% от Зн . Следовательно, изменение суммарных приведенных затрат 3S определяется, в основном, зависимостью до от капиталовложений.
Топливная составляющая себестоимости электроэнергии АЭС с ВВЭР ст оказывает влияние одновременно на Зн и Зо (рис.5.16). С увеличением ст значение Зо возрастает, а дн уменьшается. Однозначное изменение Зо связано с изменением стоимости ядерного топлива, которая учитывается значением ст в Зо (3.5). Топливная составляющая ущерба в ЭЭС из-за ненадежности оборудования определяется разницей между стоимостью топлива, расходуемого резервными установками, и стоимостью топлива для рассматриваемой энергоустановки, которое в период простоя энергоустановки не расходуется (3.10, 3.16). Соответственно, получаем, что чем дороже используемое в энергоблоке топливо, тем меньше затраты Зн при прочих одинаковых условиях. Теоретически при равенстве затрат на топливо для исследуемой и резервных энергоустановок топливная составляющая ущерба по ЭЭС будет равна нулю. Но так как измене ниє ст в большей мере сказывается на изменение величины 50 » чем Зн і т0 приращение 3S имеет тот же знак, что и приращение ст . Следует отметить, что топливная составляющая себестоимости электроэнергии является единственным из исследуемых факторов, увеличение которого вызывает уменьшение Зи- » то есть приращение Зн имеет противоположный знак приращению ст .
Удельные капиталовложения, расход топлива и удельные затраты на топливо для резервных энергоустановок в ЭЭС оказывают однозначное влияние на величину Зн с увеличением кН)&% и u R значение Зн возрастает. При этом некоторый прирост Зо связан с условием, принятым в расчетной методике (п.3.1), согласно которому затраты на проведение планово-предупредительных ремонтов и на их резервирование в ЭЭС условно отнесены к затратам без учета надежности Зо » а удельные показатели энергоустановок планового резерва равны удельным показателям для установок аварийного резерва в ЭЭС.
Удельные затраты на замещающую выработку электроэнергии влияют только на величину Зо » гак яак согласно принятой методике определения приведенных затрат (п.3.1), вся электроэнергия, потребляемая энергоустановкой на собственные нужды, обеспечивается за счет замещающей мощности ЗЭС.
Основным вопросом анализа системных факторов является определение влияния на устойчивость решения при выборе структуры энергоблока. Данный вопрос рассмотрен на примере энергоблока с EB3P-I000 при одновременном изменении исследуемого фактора для всех сопоставляемых вариантов. В результате предварительного анализа приведенных затрат с учетом надежности варианты схемы энергоблока с ВВЭР-IOOO без ГЗЗ (режим П) по возрастанию расположились в следующем порядке: (2+2)1000; (4+2)1000; (2+1)1000 и (4+1)1000 (табл.5.7 ). Совместное решение уравнений вида и=а+всс "длядвух попарно сравниваемых вариантов схемы дает значение параметра ос , при котором варианты становятся равно-эффективными (в точке пересечения). В связи с тем, что значения Зи » а следовательно, и 5S , зависят от оценки показателей надежности оборудования, то анализ проведен при средней, пессимистической и оптимистической оценках надежности оборудования. Коэффициенты а и В уравнений, отражающие зависимости 30 , Зи и 3S от исследуемых факторов, приведены в таблицах П.10 и П.II. Результаты совместного решения для попарно-сравниваемых вариантов схемы энергоблока с EB8P-I000 без ГЗЗ при разных оценках надежности оборудования (Табл.П.12) показывают, что большинство решений лежит в зоне нереальных значений исследуемых факторов. Так, переход от дубль-блока к моноблоку оказался возможным при удельном расходе условного топлива резервными установками ниже 150 г.у.т./кВт.ч. или при удельных затратах на топливо для этих установок ниже 10 руб./т у.т. Эти показатели являются нереальными для районов страны, где предполагается установка АЭС с ВВЭР с единичной мощностью 1000 + 2000 Шт.
Изменение же стоимости ядерного горючего, выражениой через топливную составляющую себестоимости электроэнергии по АЭС, может привести к изменению экономически целесообразной структуры энергоблока. Так, эффективный переход от варианта (4+2)1000 к варианту (4+1)1000 при разных оценках надежности определяется условием, когда стоимость ядерного топлива в 2,0 + 3,0 раза выше первоначально принятой стоимости топлива. Таким образом, получаем противоречивое, на первый взгляд, решение: чем больше вариант энергоблока простаивает в отказах и больше недовыработка электроэнергии, тем экономичнее вариант. Данная ситуация от вечает тем условиям, когда выработка электроэнергии электростанциями на органическом топливе экономичнее, чем атомными станциями.
Изменения остальных энергосистемных факторов практически не оказывают влияния на выбор структуры энергоблока.
Кроме исследования влияния отдельных факторов на величину приведенных затрат и на выбор схемы энергоблока, анализировалось влияние совокупности этих факторов. Рассмотрены два "крайних" варианта исходной энергосистемной информации. Первый вариант соответствует информации, принятой при "оптимистической" оценке, а второй - при "пессимистической" оценке всей энергосистемной информации.
