Автоматична система регулювання продуктивності живильного турбонасоса

5.2 Обчислення результуючої похибки вимірювального каналу

Для оцінки сумарної похибки приладу використовують середньоквадратичну похибку д.

При технічних вимірах застосовуються, як правило, вимірювальні ланцюги або системи, що складаються з декількох засобів виміру. Тому при оцінці похибки виміру необхідно оцінити похибку вимірювальної системи. Градуювальна характеристика кожного з перетворювачів вимірювальної системи має вигляд

Х_вых = f (Х_вх).

В окремому випадку вона може мати вид

Х= k*(Х_вх),

де k - коефіцієнт перетворення.

Кожний з перетворювачів перетворює вхідний сигнал Х_вх у вихідний Х_вых з якоюсь похибкою ?, причому цю похибку можна представити, як похибку складається із систематичної ?_с та випадкової складових.

Систематична складова може бути охарактеризована її математичним чеканням M[?_с], а випадкова - середнім квадратичним відхиленням у (). При оцінці похибок вимірювальної системи виробляється оцінка меж похибок вимірювальної системи по межах допуска основних і додаткових похибок засобів вимірів, що входять у систему, обумовлену їхнім класом точності, тобто фактично виробляється оцінка похибки зверху, визначається максимальне значення похибки системи. Ця припустима похибка вимірювальної системи оцінюється як корінь квадратний із суми квадратів меж припустимих значень похибок:

(5.5)

Цей спосіб досить суворий, якщо граничні похибки незалежні та їхні значення відповідають однаковим довірювальним імовірностям при однотипних законах розподілу. В інших випадках застосування вираження (5.5) може бути неприпустимо.

Для оцінки сумарної похибки засобів вимірів і вимірювальних пристроїв у розрахунок беруться середньоквадратичні похибки їхніх окремих елементів.

У загальному випадку середньоквадратичне відхилення сумарної похибки при однакових законах розподілу окремих її складових визначає-ться по формулі:

(5.6)

де - с_ij коефіцієнт кореляції між і -тою й j -тою величинами.

Другий додаток під коренем означає, що суммуються всі можливі попарні сполучення середньоквадратичних відхилень коррельованих похибок.

У даному розділі приводиться розрахунок результуючої похибки вимірювального каналу контролю тиску в колекторі живильної води, що складається з датчика і приладу.

Розрахунок.

Датчик типу "Сапфір - 22ДА" вимірює тиск у колекторі живильної води, основна похибка датчика нормована по паспорту максимальним значенням г_{д max} = 0,5 %. Для того, щоб від цього значення перейти до середнього квадратичному відхиленню (с.к.в.), необхідне знання закону розподілу похибки. Так при рівномірному розподілі с.к.в. буде дорівнювати:

(5.7)

Ентропійний коефіцієнт k = 1,73; ексцес е = 1,8; контрексцес ч = 0,745.

Похибка датчика від коливання напруги блоку живлення (36В) є чисто мультиплікативною і розподілена по тому ж законі, що і відхилення напруги основної мережі від свого номінального значення 220 В. Закон розподілу напруги основної мережі близький до трикутного з прийнятими межами + 10 %. Коефіцієнт стабілізації блоку живлення К = 25, тобто стабілізатор знижує розмах коливань напруги в 25 разів.

У цьому випадку на виході стабілізатора розподілення так само трикутне, але з розмахом

.

Знаходимо максимальне значення цієї похибки г_uд = 0,4 %. С.к.в. для трикутного розподілу

,

Тому

енергоблок генератор живильний система

.

Параметри цього розподілу: k = 2,02; е = 2,4; ч =0,65.

В якості показуючого приладу використаний прилад серії КП - 140М - 009 класом точності 0,5.

Основна похибка приладувизначається його класом точності. Закон розподілу похибки приладу прийнято вважати рівномірним з шириною 0,5 %.

Тоді с.к.в. цієї погрішності

.

Таким чином, похибка вимірювального каналу складається з трьох складових: ; і .

С.к.о. погрішності нуля каналу з аналоговим приладом визначається як:

.

Для розрахунку похибки наприкінці діапазону каналу до отриманого значення потрібно додати мультиплікативну складову похибки датчика через коливання напруги блоку живлення:

Отримане значення є результуючою похибкою вимірювального каналу тиску в колекторі живильної води.

Абсолютна похибка вимірювального каналу буде дорівнювати:

6. ПОВІРОЧНИЙ РОЗРАХУНОК РЕГУЛЮЮЧОГО ОРГАНУ

6.1 Загальні відомості про параметри, що характеризують РО

Виконавчий пристрій - це одне з ланок систем автоматичного регулювання, призначених для безпосереднього впливу на об'єкт регулювання.

Регулюючим органом (РО) називається ланка виконавчого пристрою, призначена для зміни витрати речовини або енергії у об'єкті регулювання. Регулюючі органи характеризуються багатьма параметрами, основними з яких є пропускна й умовна пропускна здатності, умовний і робочий тиск, перепад тиску на РО й умовний прохід.

Пропускною здатністю K_V називається витрата рідини з щільністю 1000 кг/м, що пропускається регулювальним органом при перепаді тиску на ньому 10 Па. Пропускна здатність виміряється в кубічних метрах у годину (м/ч).

Умовною пропускною здатністю K_VУ називається номінальне значення пропускної здатності РО при максимальному (умовному) ході затвора, виражене в кубічних метрах у годину (м/ч).

Умовним тиском Р_У називається найбільший припустимий тиск середовища на РО при нормальній температурі. Міцність металів з підвищенням температури знижується, тому для арматури і сполучних частин передбачається також максимальний робочий тиск.

Максимальний робочий тиск - це найбільший установлений тиск на регулювальний орган при фактичній температурі

Перепад тиску на РО визначає зусилля, на які розраховують виконавчі механізми, а також знос дроселюючих поверхонь.

Умовним проходом Д_У в РО називається номінальний діаметр проходу в приєднувальних патрубках.

Пропускна характеристика (внутрішня або ідеальна) встановлює залежність пропускної здатності відносно переміщення затвора S при постійному перепаді тиску;

K_V = f (S).

Конструктивна характеристика встановлює залежність зміни відносного прохідного перетину РО від ступеня його відкриття, тобто

F_S/F_макс = f (S),

де F_S - площа прохідного перетину при переміщенні S регулюючого органа; F_макс- прохідний перетин РО при повному відкритті.

При лінійній пропускній характеристиці збільшення пропускної здатності пропорційно переміщенню затвора:

d K_V = C dS,

де С - постійна величина.

При рівнопроцентній пропускній характеристиці збільшення пропускної здатності при переміщенні затвора пропорційно поточному значенню пропускної здатності:

d K_V / dS = C K_V.

Витратна характеристика. В робочих умовах вид витратної характеристики змінюється в залежності від зміни перепаду тиску на клапані. При цьому РО характеризуються витратною характеристикою, що являє собою залежність відносної витрати середовища від ступеня відкриття

РО м = f (S),

Де

м = Q / Q_макс

- відносна витрата середовища; Q - витрата середовища при ступені відкриття РО м; Q_макс - витрата середовища при цілком відкритому регулювальному органі.

Мінімальною пропускною здатністю K називається найменше значення пропускної здатності, при якій зберігається пропускна характеристика в межах установленого допуску; воно визначається як витрата середовища з щільністю 1000 кг/м, що пропускається регулювальним органом при перепаді тиску на ньому 105 Па.

6.2 Дроселюючі регулюючі органи

Найбільш широке поширення в автоматичних системах регулювання одержали дроселюючі регулюючі органи, що змінюють витрату речовини через них шляхом зміни свого прохідного перетину. У якості дроселюючих регулюючих органів використовуються шибери, поворотні засувки, регулюючі шиберні клапани, крани, діафрагмові і шлангові регулюючі органи.

У двухсідельних регулюючих органах переміщення затвора відносно сідел змінює площу проходу. Основною перевагою двухсідельного регулюючого клапана є значною мірою разгруженность затвора від однобічної дії сили, створюваної статичним тиском середовища.

Недоліком клапана такого виду є відносно велике значення припустимої негерметичності затвора.

Необхідно відзначити, що двухсідельні РО системи виконавчих пристроїв ГСП мають ряд важливих переваг у порівнянні з іншими конструкціями. Основні з них наступні:

1) система виконавчих пристроїв передбачає можливість зміни в РО затворів і сідел без додаткової механічної обробки, з невеликим притиранням на місці;

2) на затворі ширина запірної поверхні прийнята досить великою у залежності від розміру умовного проходу, що дозволяє зменшити знос запірних поверхонь;

3) двухсідельний клапан розвантажений від динамічного впливу середовища;

Сила статичної неврівноваженості затвора Рз визначається як добуток різниці площ верхнього і нижнього сідел корпусів ?FС на максимальний перепад тиску ?Рмакс до і після клапана:

(6.1)

Значення ?Fc орієнтовно визначено і приведено у відповідній довідковій літературі.

Сила тиску середовища на шток визначається як добуток площі перетину штока в місці, де він проходить через сальник, на максимальний тиск за клапаном Ркл:

, (6.2)

При малих розмірах проходів (до 15 мм) і при високих вимогах до герметичності закриття використовуються односідельні регулюючі клапани.

Необхідною умовою надійної роботи АСР є правильний вибір форми пропускної характеристики РО.

Для конкретної системи видаткова характеристика визначається значеннями параметрів середовища, що протікає через РО, і його пропускною характеристикою

KV = f (S).

При зовнішнім збурюванні РО з лінійною видатковою характеристикою у всьому діапазоні навантажень будуть мати однаковий коефіцієнт передачі, тому що будь-яке нове положення затвора і відповідна йому зміна витрати, необхідна для компенсації збурювання, зв'язані однією і тією же видатковою характеристикою.

6.3 Розрахунок дросельного регулюючого органа, що регулює витрату пари на турбопривод живильного насоса

Вихідні данні:

а) Максимальна витрата пари G = 75000 кг/год;

б) Мінімальна витрата пари G = 12000 кг/год;

г) Тиск пари в магістралі перед СК Р = 1 МПа;

д) Тиск у конденсаторі турбіни Р = - 0,1 МПа;

е) Температура пари Т = 250С;

ж) Внутрішній діаметр паропроводу Д = 300 мм.

Видаткова характеристика РО повинна бути лінійної. Різниця висотних відміток початкової і кінцевої ділянок мережі ?h = - 4,6 м. Сумарна довжина паропроводу L = 27,6 м. На паропроводі встановлений стопорний клапан, паропровід має три повороти під кутом 90 з радіусом вигину 0,7

Розрахунок:

По довідкових таблицях водяної пари при Р = 1 Мпа і Т = 250С знаходимо:

- динамічна в'язкість ;

- показник адіабати ;

- щільність пари .

З урахуванням геометричних розмірів паропроводу гідростатичний напір буде дорівнює:

( 6.3)

( 6.4)

З урахуванням довідкових даних визначаємо число Рейнольдса при G:

( 6.5)

По таблицях визначення коефіцієнтів тертя круглих трубопроводів визначаємо умова гідравлічної гладкості паропроводу:

(6.6)

де: п = 0,1 мм - шорсткість паропроводу по довіднику.

Тому що паропровід у даному випадку не є гидравлически гладким, то коефіцієнт тертя л визначається в залежності від Reд і Д / п.

При Д / п1 = 3000 і коефіцієнт тертя л = 0,016.

Знаходимо середню швидкість у паропроводі при максимальній розрахунковій витраті:

, ( 6.7)

Де

. (6.8)

- - максимальна розрахункова витрата;

- - щільність пари;

- - умовний прохідний перетин клапана.

.

Знаходимо втрату тиску на прямих ділянках паропроводу:

, (6.9)

.

Визначаємо втрати тиску в місцевих опорах:

, (6.10)

По довіднику визначаємо:

= 0,5; = 1,0; = 0,66; = 0,32,

тоді:

Загальні втрати тиску в лінії:

(6.11)

Визначимо перепад тиску в РО при максимальній розрахунковій витраті пари:

(6.12)

Очевидно, що при дуже малих витратах втрата тиску в лінії є дуже малою величиною і перепад на РО дорівнює:

(6.13)

У такий спосіб перепад тиску на РО залишається незмінним.

Тому що

,

(критичний режим течії), то для потоку водяної пари:

(6.14)

Вибираємо двухсідельний регулюючий орган з умовною пропускною здатністю

з Д_у = 300 мм.

Визначаємо відношення перепаду в лінії до перепаду тиску на РО при максимальній витраті:

(6.15)

Тому що за умовою видаткова характеристика повинна бути лінійної, то при n = 0 варто вибрати РО з лінійною пропускною характеристикою.

Визначаємо максимальну припустиму витрату для обраного РО:

(6.16)

Знайдемо відносні значення витрат:

,

.

Для визначення діапазону переміщень затвора регулюючого органа з лінійною характеристикою при n = 0 обчислимо:

7. СИНТЕЗ АСР ДІЛЬНИЦІ ЖИВЛЕННЯ ПАРОГЕНЕРАТОРІВ

7.1 Моделювання дільниці живлення ПГВ-1000 як керованого об'єкту

В ділянку живлення входять (рисунок 7.1) живильні турбонасоси (ТЖН), живильні трубопроводи з двома підігрівачами високого тиску (ПВТ) і регулюючими живильними клапанами (РЖК) перед кожним парогенератором (ПГ), що обігрівається теплоносієм першого контуру енергоблоку, паропроводи від ПГ до турбогенератора (ТГ) з головним паровим колектором (ГПК). Керування цим устаткуванням здійснюється системою управління живильною водою, до складу якої входять - автоматична система регулювання (АСР) живлення парогенератора, задачею якої є підтримка матеріального балансу між відводом пари, продувкою та подачею живильної води, та АСР продуктивності ТЖН, що змінює витрату живильної води шляхом зміни числа його обертів

Робота обох розглянутих АСР взаємозалежна.

Принципова схема АСР живлення ПГ і продуктивності ТЖН зображена на рисунку 7.1.

Рисунок 7.1 - Принципіальна схема автоматичного регулювання продуктивності ТЖН і живлення П

Регулятор продуктивности ?Рпр пропорційно-інтегральної дії одержує сигнал, пропорційний кореневі квадратному з ?Р , в якості задаючого сигналу на його вхід поступає сигнал Q теплової потужності петлі. Регулятор впливає на механізм управління турбіною (МУТ) регулятора швидкості обертання Рn кожного з ТЖН, що приводить до зміни витрати пари на приводну турбіну, швидкості її обертання та, відповідно, продуктивності насоса. Як сигнал завдання Q використовується максимальний сигнал із сигналів чотирьох циркуляційних петель першого контуру енергоблоку. В АСР живлення ПГ сигнали за витратою пари та живильної води вводяться в регулятор із протилежними знаками й компенсують один одного. Сигнал за рівнем води в ПГ компенсується сигналом завдання. У цій схемі реалізується пропорційний закон регулювання з інваріантістю по збурюванню витратою пари.

Для розглянутих АСР, відповідно до принципової схеми автоматичного регулювання (рисунок 7.1), розроблена структурна схема ділянки живлення барабанних парогенераторів, яка зображена на рисунку 7.2.

Рисунок 7.2 - Структурна схема дільниці живлення парогенераторів АЕС з реактором ВВЕР

У ній виділені наступні структурні елементи, що відображують властивості реальних конструктивних елементів схеми ділянки живлення барабанних парогенераторів: парогенератори ПГ 1, 2, 3, 4, що враховують динаміку зміни рівня пароводяної суміші в парогенераторі ?Н при зміні витрати живильної води ?Wпг та пари ?D, живильний трубопровід, що є сполучним елементом ділянки живлення, та враховує динаміку зміни витрати живильної води в результаті зміни положення РЖК (,, , ) та динаміку зміни тиску живильної води перед регулюючими живильними клапанами в результаті зміни продуктивності ТЖН, живильний турбонасос, що визначає динаміку зміни подачі живильної води в парогенератори через живильний трубопровід і зміна тиску живильної води на виході ТЖН, у результаті зміни положення регулювальних клапанів приводної турбіни ТЖН, головний паропровід від парогенераторів до головного парового колектора та трубопровід першого контуру. Внутрішнім збурюванням для ділянки живлення є зміна теплової потужності енергоблоку , що приводить до зміни кількості генеруємої пари в парогенераторах і, як наслідок, зміни витрати і тиску пари в головному паропроводі. Зміна теплової потужності характеризується зміною різниці температур гарячої й холодної петель першого контуру. Як зовнішнє збурювання прийнята зміна положення регулювальних клапанів турбіни , що супроводжується різкою зміною витрати пари через паропровід і зміною тиску пари в ГПК. Зміна витрати пари через паропровід приводить до порушення матеріального балансу між живильною водою, що надходить у ПГ, і парою, що відбирається з нього. Регулятор рівня, прагнучи відновити матеріальний баланс, змінює витрату живильної води, що в свою чергу приводить до зміни умов теплообміну між пароводяною сумішшю в парогенераторі і теплообмінним пучком першого контуру. У результаті чого відбувається зміна різниці температур теплоносія першого контуру. Оскільки процес зміни різниці температур має більшу інерційність, аніж швидкість зміни живильної води, то при розробці математичної моделі ділянки живлення для спрощення розрахунку і зменшення розмірності математичної моделі вплив витрати живильної води на різницю температур теплоносія першого контуру і процес генерації пари буде враховуватися побічно через канали внутрішнього і зовнішнього збурювання.

7.1.1 Визначення передатних функцій структурних елементів схеми ділянки живлення та чисельних значень їх коефіцієнтів

Размещено на http://www.allbest.ru/

У розділі 7.1 отримана структура математичної моделі динаміки ділянки живлення барабанних парогенераторів для енергоблоку АЕС з реакторами типу ВВЕР-1000. Чисельні значення коефіцієнтів передатних функцій математичної моделі можуть бути визначені по конструктивним і теплотехнічним параметрам енергоблоків, або по експериментальним даним. Нижче приведений розрахунок коефіцієнтів математичної моделі ділянки живлення для енергоблоку.

На рисунку 7.3 зображене переміщення регулюючого клапана приводної турбіни турбоживільного насосу, а на рисунку 7.4 - зміна частоти його обертання, викликана збільшенням витрати пари на приводну турбіну насосу.

Размещено на http://www.allbest.ru/

За формою кривої розгону ТЖН по каналу "зміна положення регулюючого клапана приводної турбіни - частота обертання ТЖН "визначається передатна функція динаміки ТЖН і її коефіцієнти. Для цього на ЕОМ моделюється зміна положення регулюючого клапана приводної турбіни з постійної швидкістю 1 %/с протягом 10 с, після чого величина відхилення складає 10% і залишається постійною. Отримане таким способом збурення по положенню регулюючих клапанів подається на вхід дискретної математичної моделі передатної функції виду:

.

По аналізу реакції моделі на збурювання визначені чисельні значення коефіцієнтів передатної функції ділянки, що забезпечують адекватність результатів моделювання динамічних властивостей ПЖН. Ці коефіцієнти мають наступні чисельні значення: , , .

Значення коефіцієнтів, що встановлюють зв'язок між зміною частоти обертання ТЖН і зміною подачі живильної води до парогенераторів і зміною тиску живильної води перед РЖК, визначаються графоаналітичним методом за графіком спільної роботи двох паралельно включених ТЖН на загальний живильний трубопровід (рисунок 7.5).

Напірні характеристики двох паралельно включених ТЖН (криві 1 і 2) визначають їхню спільну подачу й тиск живильної води в залежності від частоти обертання ТЖН. Криві 3 і 4 визначають гідравлічний опір живильних трубопроводів для випадку, коли в роботі знаходяться всі парогенератори (крива 3 - відповідає 100% потужності енергоблоку) і коли один парогенератор відключений (крива 4 - відповідає 75% потужності энергоблока) у результаті повного закриття його РЖК.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Перетинання кривих 1 і 3 визначають робочу крапку А сумісной роботи живильних турбонасосів на загальну мережу в режимі 100% навантаження енергоблоку, що відповідає витраті живільної води = 7074 т/г при тиску = 9.45 МПа. У результаті зниження частоти обертання ТЖН з 3250 до 3050 об/хв при незмінному положенні всіх РЖК робоча крапка спільної роботи насосів на мережу переміститься в крапку В, що визначає нову витрату та тиск живильної води, відповідно =5814 т/год і =8.57 МПа. Таким чином, коефіцієнт передачі між частотою обертання ТЖН і подачею живильної води визначається як відношення збільшення витрати живильної води до збільшення частоти обертання ТЖН:

або

а за обліком того, що витрата живильної води розподіляється рівномірно між чотирма парогенераторами -

або .

Аналогічно визначаеться коефіцієнт передачі між частотою обертання ТЖН і тиском живильної води перед РЖК

або .

В структурну схему математичної моделі, окрім элементів технологічних ділянок, необхідно включити ланки, що відображують вплив цих ділянок один на одного через відповідні коефіцієнти зв'язку . При повному закритті одного з РЖК при незмінній частоті обертання ТЖН робоча крапка спільної роботи насосів на мережу зміщується вліво в крапку С, що супроводжується збільшенням тиску перед РЖК і зменшенням загальної витрати живильної води до парогенераторів, при цьому = 6204 т/ч і = 9.75 МПа. Однак у результаті збільшення перепаду тиску на трьох, що залишилися в незмінному положенні РЖК, витрата через кожний з них збільшується. Зазначені взаємозв'язки враховуються за допомогою відповідних коефіцієнтів зв'язку .

При цьому прийняте допущення, що повне закриття одного РЖК рівносильне рівномірному прикриттю чотирьох РЖК на 22.8 % (також перед бачається що всі РЖК відкрито на 91.1 % при 100 % потужності енергоблоку). Таким чином:

або .

При 100 % навантаженні блоку витрата живильної води до кожного парогенератора дорівнює 1769 т/год. При повному закритті одного РЖК за рахунок збільшення перепаду тиску на залишившихся витрата живильної води до кожного складає 2068 т/ч,

Таким чином:

або .

Для визначення виду передатних функцій ПГ по зміні рівня чисельних значень коефіцієнтів скористаємося експериментальними кривими розгону парогенератора за рівнем пароводяної суміші.

Таким чином, крива розгону по каналу "витрата пари - рівень води" описується передатною функцією виду:

,

де , , , , ,

а по каналу "витрата живильної води - рівень" -

,

де , , . Транспортне запізнювання , що враховує нечутливість датчиків і ліфти в виконавчому механізмі, прийнято рівним 4 с.

Коефіцієнт передачі регулюючого живильного клапана визначається по його видатковій характеристиці для перепаду тиску на клапані 0,9 МПа. При визначені коефіцієнта передачі передбачається зниження потужності енергоблоку і, отже, прикриття клапана при постійному перепаді на ньому. Таким чином:

або .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Криві розгону по різниці температури теплоносія першого контуру, тискові пари в головному паровому колекторі і витраті пари з парогенератора отримані експериментально. Збурення наносилося зміною положення групи регулюючий касет реактора.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

На рисунках 7.6-7.8 приведені експериментальні криві разгону по різниці температур теплоносія першого контуру, тискові і витраті пари при збурюванні групою регулюючих касет.

Величина зміни електричної потужності енергоблоку при даних змінах витрати і тиску пари склала 20МВт.

Динамічні властивості першого контуру можуть бути описані наступною передатною функцією:

,

де , .

Динамічні властивості паропроводу описуються наступними передатними функціями:

а) по каналу "електрична потужність - витрата пари"

,

де , , ;

б) по каналі "електрична потужність - тиск пари"

, де , , .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Размещено на http://www.allbest.ru/

Основним зовнішнім збурюванням для ділянки живленя є зміна положення регулюючих клапанів турбіни (рисунок 7.9), що супроводжується різкою зміною витрати пари в паропроводі (рисунок 7.11). Величина збурювання склала 12 % ходу регулюючих клапанів, що відповідає зміні потужності енергоблоку на 48 МВт.

Графіки зміни тиску пари в ГПК і різниці температур гарячої і холодної петель першого контуру представлені на рис.7.12 і рис.7.10 відповідно. По них з урахуванням лінійно наростаючої зміни положення регулюючих клапанів турбіни, аналогічно тому, як були визначені передаточна функція динаміки ТЖН і її чисельні значення, визначаються як чисельні значення коефіцієнтів відповідних передатних функцій.

Динамічні властивості першого контуру по каналі "зміна положення РКТ - зміна різниці температур теплоносія першого контуру" можуть бути описані наступною передатною функцією:

,

де , , ..

Динамічні властивості паропроводу описуються наступними передатними функціями:

а) по каналі "положення РЖК - витрата пари",

,

де , , ;

б) по каналі "положення РЖК - тиск пари",

,

де , .

Размещено на http://www.allbest.ru/

Динаміка ділянок трубопроводу від ТЖН до РЖК по тиску живильної води і від РЖК до ПГ по витраті живильної води може бути отримана аналітично. Аналітичний висновок показує, що динамічні властивості зазначених ділянок можуть бути описані інерційною ланкою першого порядку з постійною часу, що залежить від довжини трубопроводу і швидкості поширення звуку у воді.

Размещено на http://www.allbest.ru/

Однак по експериментальним даним інерційність цих ділянок виявляється більше розрахункової через інерційність вимірювальних пристроїв. Тому для розрахункової моделі прийняті наступні передатні функції:

по каналу "тиск живильної води - тиск перед РЖК":

,

де ,;

по каналу "зміна витрати живильної води - вимірювана витрата живильної води":

, де .

7.1.2 Математична модель ділянки живлення парогенераторів ПГВ-1000

Для синтезу дискретних оптимальних і багатомірних систем регулювання передатні функції структурних елементів схеми ділянки живлення повинні бути перетворені в диференційні системи із урахуванням зв'язків між елементами об'єднані в одне матричне диференціальне рівняння.

Таким чином, динамічні властивості ТЖН описуються наступними диференціальними рівняннями:

;(7.1)

;(7.2)

;(7.3)

де - зміна частоти обертання приводної турбіни живильного турбонасоса, викликана зміною положення регулюючих клапанів приводної турбіни ТЖН; , - коефіцієнти передачі ТЖН - визначається графоаналітичним методом по напірним характеристиках живильного турбонасоса.

Динамічні властивості трубопроводів від ТЖН до РЖК і від РЖК до ПГ отримані з відповідних передатних функцій:

;(7.4)

(7.5)

(7.6)

де - коефіцієнт передачі регулюючого живильного клапана ( визначається графічно по його видатковій характеристиці), , ,- коефіцієнти взаємного впливу регулюючих живильних клапанів на витрати живильної води в ПГ (визначаються графоаналітичним способом по гідравлічній характеристиці живильного трубопроводу від ТЖН до ПГ і напірної характеристиці турбоживильного насоса) і впливу положення регулюючих живильних клапанів на тиск живильної води перед ними відповідно

Динамічні властивості ПГ за рівнем води отримані по експериментальним кривим розгону. У результаті динаміка ПГ описується наступною системою диференціальних рівнянь:

; (7.7)

; (7.8)

; (7.9)

; (7.10)

. (7.11)

Динаміка паропроводу від парогенераторів до головного парового колектора по витраті і тискові пари, і динаміка трубопроводу першо по різниці температур теплоносія отримані по експериментальним кривим розгону.

; (7.12)

; (7.13)

. (7.14)

Сигнал по зміні різниці температур необхідний для задаючого сигналу по тепловій потужності для регулятора продуктивності ТЖН. Транспортне запізнювання введене в регулюючі канали за рівнем пароводяної суміші в парогенераторі і тискові живильної води перед РЖК на підставі експериментальних даних, і його прояв може бути пояснено нечутєвістю вимірювальних перетворювачів і люфтами в кінематичної схемі виконавчого механізму регулюючих органів.

Таким чином, описана вище технологічна ділянка живлення барабанного парогенератора як об'єкт регулювання рівня води в ПГ і продуктивності живильного насоса описується системою диференціальних рівнянь(7.1)-(7.14), якої відповідає структурна схема математичної моделі ділянки живлення представлена на рисунку 7.13.

Дана система диференціальних рівнянь може бути перетворена в систему матричних різницевих рівнянь із відповідним періодом дискретності виду:

(7.15)

де - вектор внутрішнього стану, що відповідає номиналь-ному режимові функціонування системи; - вектор контролируемых параметрів (вихід системи), - вектор керуючих впливів, -вектор основних збурювань, A_i, B_i, F_i, C матриці коефіцієнтів відповідних размірностей. Для забезпечення високої якості моделювання процесів у всьому діапазоні зміни навантажень, варто думати, що матриці A_i, B_i, F_i не являються цілком визначеними, а належать підмножинам , , , де ,, номінальні матриці підмножин, а ,, матриці відхилень, такі що,, i=1..n, де n число розглянутих режимів функціонування, а матриці , визначаються аналогічно.

Отримана система диференціальних рівнянь промодельована за допомогою пакета прикладних програм "Matlab".

Розрахунок коефіцієнтів був проведений до енергоблоку з ВВЕР-1000 для номінального режиму роботи. Порівняння кривих розгону, моделі, з наявними експериментальними кривими розгону показало гарну адекватність моделі.

Размещено на http://www.allbest.ru/

7.2 Моделювання дільниці живлення в пакеті „Matlab”

В даному розділі виконаний синтез автоматичної системи регулювання, який визначає процедуру вибору параметрів зворотного зв`язку при формуванні замкнутого контуру управління.

Завдяки блокам та лініям зв`язку системи Simulink, збудована схема моделі дільниці живлення барабанного парогенератора, яка містить в собі наступні компоненти: 1.Схему моделі турбоживильного насоса; 2.Схему моделі трубопроводу від турбоживильного насоса до регулюючого живильного клапану; 3.Схему моделі трубопроводу від регулюючого живильного клапану до парогенератору; 4.Схему моделі парогенератора; 5.Схему моделі паропроводу; 6.Схему моделі трубопроводу першого контуру АЕС.

По моделі дільниці живлення була побудована автоматична система регулювання з ПІ-регулятором і отримана крива розгону турбоживильного насосу, що дало можливість розрахувати оптимальні настройки ПІ-регулятору за методикою Капеловича, та визначити показники якості отриманих перехідних процесів регулювання.

Показники якості перехідного процесу регулювання слідуючі:

- по каналу ”рівень в парогенераторі - перепад тиску між ГПК і КЖВ”, зображеного на рисунку 7.16: перше динамічне відхилення ?х = 27; час регулювання t = 65с; ступінь коливальності

ш = 1 - = 1 - = 0,74

-по каналу „переміщення РКТ - перепад тиску між ГПК і КЖВ”, зображеного на рисунку 7.17: перше динамічне відхилення ?х = 0,0375; час регулювання t = 96с ;ступінь коливальності

ш = 1 - = 1- = 0,53

- по каналу „електрична потужність - перепад тиску між ГПК і КЖВ”, зображеного на рисунку 7.18: перше динамічне відхилення ?х = 18; час регулювання t = 83с; ступінь коливальності

ш = 1 - = 1 - = 0,67.

Рисунок 7.14 - Крива розгону турбоживильного насосу по регулюючому каналу

Розрахунок настроєк регулятора по методиці Капеловіча:

Після обробки кривої розгону ТОУ отримали:

;

;

Таким чином отримали:

;



8. ОХОРОНА ПРАЦІ І ТЕХНІКА БЕЗПЕКИ

8.1 Характеристика й аналіз можливих небезпечних і шкідливих виробничих факторів, створюваних проектованим об'єктом

Промислове виробництво електроенергії зв'язане з безліччю небезпечних і шкідливих факторів.

Небезпечні і шкідливі виробничі фактори підрозділяються по природі дії на наступні групи: фізичні, хімічні, біологічні, психофізіологічні.

Фізично небезпечні та шкідливі фактори для приміщень другого контуру :

- підвищена запиленість повітря робочої зони;

- підвищена температура повітря робочої зони;

- підвищений рівень шуму;

- підвищений рівень вібрації;

- підвищена або знижена вологість;

- підвищена або знижена рухливість повітря;

- підвищене значення напруги в електричному ланцюзі;

- підвищений рівень електромагнітних випромінювань;

- відсутність або недолік природного світла;

- недостатня освітленість робочої зони.

Хімічно та біологічно небезпечні виробничі фактори на розглянутій ділянці відсутні.

З психофізіологічних небезпечних і шкідливих виробничих факторів присутнє фізичне перевантаження.

Основними показниками повітря в робочій зоні виробничих приміщень є: температура, вологість і рухливість повітря.. Усі три параметри повинні відповідати нормам: температура в холодний період року: а) оптимальна 26-28⁰С ; б) припустима 25-32⁰С.

У теплий період року:

а) оптимальна -29-31 ⁰С;

б) припустима- 26-35 ⁰С.

Відносна вологість у холодний період року: а) оптимальна 40-60 %; б) припустима 75 %. У теплий період року відносна вологість: а) оптимальна 40-60 %; б) припустима 65 %.

Для приміщень другого контуру (машинного залу енергоблоку), розглянутих у даному дипломному проекті, характерні наступні несприятливі для організму людини явища.

Робота турбоустановки, насосів, запобіжних клапанів і іншого устаткування супроводжується вібрацією і шумом.

8.2 Заходи, спрямовані на усунення або зниження шкідливого впливу виявлених факторів

Організація і технологія виконання робіт у машинному залі повинна забезпечувати безпеку для працюючих на всіх стадіях виробничого процесу та відповідати наступним стандартам і нормам: ДСТ 12.3.002-75, ДСТ 12.1.004-85, ДСТ 12.1.007-76, СНіП 111-4-80, Правил пожежної безпеки при виробництві будівельно-монтажних робіт, затвердженим Мінздравом України.

Зміст шкідливих речовин у повітрі робочої зони та параметри мікроклімату не повинні перевищувати норм, установлених ДСТ 12.1.005-76.

Припустимі значення рівнів шуму та вібрації, створювані машинами й механізмами на робочих місцях, відповідно за ДСТ 12.1.003-83 і ДСТ 12.1.012-78. При виконанні теплоізоляційних робіт у небезпечних зонах порядок допуску до провадження робіт, а так само границі небезпечних зон, у межах яких діють небезпечні фактори, повинні відповідати СНіП 111-4-80.

Щоб уникнути впливу на людину високої тимператури в машзалі передбачена система вентиляції, що обслуговується спеціальною службою.

8.2.1 Загальні вимоги до методів контролю стану повітря робочої зони Прилади та методи виміру температури повітря робочої зони не повинні мати похибку більш + 0,5 ^оС та при вимірі вологості більш + 5 ^оС. Прилади й методи виміру рухливості повітря не повинні мати похибку більш +0,1 м/с.

Для визначення змісту шкідливих речовин, добір проб повинний проводитися в зоні подиху при характерних виробничих умовах з обліком основних технологічних процесів, джерел виділення шкідливих речовин і функціонування технологічного устаткування

Результати визначення концентрацій шкідливих речовин у повітрі робочої зони приводяться до нормальних умов : t = 30 ^оС; Р = 760 мм.рт.ст. ; ц = 50 % .

8.2.2 Засоби нормалізації параметрів повітря робочої зони

При виборі технологічного процесу віддається перевага тим, що характеризуються найменшою виразністю шкідливих виробничих факторів за ДСТ 12.3.002-75. При конструюванні, виготовленні, монтажі й експлуатації технологічного устаткування передбачені відповідні заходи для попередження або зменшення до мінімуму шкідливих виділень у повітря робочих приміщень.

Так як рівень шуму в цьому приміщенні перевищує санітарні норми, розраховуємо рівень шуму в машинному залі, а також рівень потужності, рівень звукового тиску та необхідне зниження рівня звукового тиску на персонал, що знаходиться у приміщені другого контуру.

Перелічимо заходи щодо зниження рівня шуму. Для боротьби із шумом передбачене поліпшення режиму роботи й експлуатації устаткування, центрування й балансування механізмів.

Для зниження рівня шуму передбачено, також, застосування звукоізоляції. Теплова ізоляція, у сполученні з обшиванням, відіграє роль поглинача шуму. Як засоби індивідуального захисту передбачене застосування навушників.

8.2.3 Заходи щодо техніки безпеки

Для запобігання аварій, пов'язаних з підвищеним тиском і температурою на ділянці живлення барабанного парогенератора передбачається оснащення об'єкта у відповідности з ДСТ 12.2.085-82:

- приладами для виміру тиску та температури;

- запірною арматурою (стопорними клапанами, засувками, вентилями);

- системою сигналізації і захисту;

- запобіжною арматурою.

8.3 Розрахунок рівня потужності, рівня звукового тиску та необхідного зниження рівня звукового тиску на персонал, що працює в машинному залі

Відповідно до санітарних норм, рівень шуму в машзалі в залежності від частотного складу не повинний перевищувати значень, зазначених у таблиці 8.1

Таблиця 8.1 Припустимі значення рівня звукового тиску

Частота, Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000	LA, дБ
Рівень звукового тиску, дБ	83	74	68	63	60	57	55	54	65

L_A= 80 дБ - допускається у випадку, що характеризується підвищеним рівнем шуму та необхідним здійсненням спеціальних заходів щодо його зниження.

а) Максимальна довжина джерела шуму:

L_пт + L_ген = L_max = 92 м.

б) Радіус мінімальної півсфери, що оточує джерело шуму:

в) Площа уявлюваної півсфери, що оточує джерело шуму:

г) Оскільки максимальна довжини джерела шуму L_max = 92 м, (L_max більше 5 м), то виправлення ?L = 3 м.

д) Рівень звукової потужності турбіни й генератора:

де - передбачуваний робочий рівень звукової потужності, дБ;

S₂ - площа одного робочого місця, м²;

L_W = 90 + 10 lg (19694,08 / 1) + 3 = 134,23 дБ.

Результати розрахунків зводимо в таблицю.8.2

Таблиця 8.2 Рівні звукової потужності турбіни і генератора

Частота, Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Звукова потужность дБ	134,23	129,23	124,23	121,23	119,23	117,23	116,23	115,23

е) Площа, займана джерелом шуму:

F = L_max B ,

де L_max= 92 м - максимальна довжина джерела шуму;

В = 7 м - максимальна ширина джерела шуму;

ж) Рівень звукового тиску турбіни й генератора:

де - довжина енергетики;

Результати розрахунків зводяться в таблицю 8.3

Таблиця 8.3 Рівні звукового тиску турбіни й генератора

Частота, Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Рівень звукового тиску, дБ	134,5	129,5	124,5	121,5	119,5	117,5	116,5	115,5

з) Постійна приміщення в постійних смугах частот визначається:

В = В₁₀₀₀ М₁₀₀₀,

де М₁₀₀₀ = 1 - частотний показник

де V_п - обсяг приміщення:

V_п = а с h ,

де а = 200 м - довжина машинного залу;

с = 39 м - ширина машинного залу ;

h = 75 м - висота машинного залу.

V_п =

;

і) Площа огородження, через які проникає шум (за винятком підлоги):

к) Необхідне зниження рівня звукового тиску в машинному залі:

де L_а- припустиме значення рівня звукового тиску в машинному залі (приведені в таблиці 8.1)

Результати розрахунків зводяться в таблицю 8.4.

Таблиця 8.4 Необхідне зниження рівня звукового тиску в машинному залі.

Частота, Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
Rтр , дБ	58,18	62,18	63,19	65,19	66,19	67,19	68,19	69,19

л) Розрахунковий рівень звукового тиску з обліком шумопоглинання стін:

Результати розрахунків зводяться в таблицю 8.5.

Таблиця 8.5 Розрахункові рівні звукового тиску з обліком шумопоглинання стін машинного залу

Частота, Гц	63	125	250	500	1000	2000	4000	8000
L, дБ	76,32	67,32	61,71	56,31	53,31	50,31	48,31	47,31

Рисунок 8.1 - Залежність рівня звукового тиску від частот.

1. - розрахункове значення рівня звукового тиску;

2. - припустиме значення звукового тиску в машинному залі;

3. - розрахункове значення звукового тиску з урахуванням звукопоглинання в машинному залі.

З графіків видно, що розрахунковий рівень звукового тиску з обліком шумопоглинання стін машинного залу знаходиться нижче рівнів гранично-припустимих значень на всьому діапазоні частот. Це показує, що заходи щодо зниження рівня шуму обрані правильно і безпечна робота персоналу на даному робочому місці забезпечена.

Висновок

Для робочого місця, розташованого в приміщенні машинного залу другого контуру енергоблоку АЕС були визначені основні небезпечні та шкідливі фактори, особливо виділяються, у даному випадку, шум і підвищена температура повітря. Для зниження дії на персонал цих шкідливих факторів були розроблені заходи, зокрема, був зроблений розрахунок необхідного зниження рівня звукового тиску в приміщені машинному залі.

9. ЕКОНОМІЧНЕ ОБГРУНТУВАННЯ АВТОМАТИЗАЦІЇ

9.1 Економічне обгрунтування автоматизації дільниці живлення парогенераторів енергоблоку АЕС з реактором ВВЕР-1000

Питання оцінки автоматизації сучасних АЕС здобувають все більше значення. Це пов'язано з тим, що на технічні засоби автоматизації (ТЗА) затрачуються значні суми, їхнє обслуговування вимагає великих витрат людської праці. Особливо актуальними питання з економіки автоматизації АЕС стали в даний час у зв'язку з використанням для керування дорогих обчислювальних машин, що вимагають для свого нормального функціонування кваліфікованого обслуговування.

З ускладненням задач, розв'язуваних на рівні АСУ АЕС, із застосуванням більш складних і дорогих технічних засобів сумарні витрати на придбання, монтаж і обслуговування засобів керування мають яскраво виражену тенденцію до подальшого збільшення.

Економічний результат упровадження будь-якої системи керування, у тому числі й АСУ АЕС, може бути визначений на підставі зіставлення трьох основних показників:

- єдиноразових капітальних вкладень на придбання, монтаж і налагодження всього комплексу засобів автоматизації;

- щорічних витрат на експлуатацію цих засобів;

- приростом техніко-економічного ефекту, що одержує виробництво від упровадження нового, більш вищого рівня керування.

Визначення техніко-економічного ефекту від реалізації як окремих функцій, так і АСУ в цілому, є складною задачею, рішення якої ділиться на два послідовних етапи:

- визначення технічної ефективності;

- визначення економічної ефективності.

Під технічною ефективністю варто розуміти ступінь відповідності системи поставленим перед нею технічним задачам, а під економічної - ступінь відповідності отриманого приросту прибутку витратам на створення системи і її наступну експлуатацію.

Економічна ефективність є узагальнюючим критерієм оцінки, тому що вона заснована на поліпшення технічних параметрів устаткування. Спрощена схема структури визначення техніко-економічного ефекту АСУ ТП АЕС зображена на рисунку.

Рисунок 9.1 - Спрощена схема структури визначення технико-економічного ефекту АСУ ТП АЕС.

Надійність - властивість технологічного устаткування, технічних засобів АСУ та персоналу виконувати задані функції протягом деякого часу без змушених перерв (кількісно визначається середнім числом відмовлень з урахуванням характеру їхніх наслідків).

Довговічність - властивість технологічного устаткування, технічних засобів АСУ виконувати задані функції до визначенного стану (кількісно визначається терміном служби до списання).

Економічний ефект є узагальненим критерієм якості АСУ, де приватні показчики технічної ефективності враховуються з вагою, визначеною тією грошовою економією, що вони забезпечують.

Найбільш узагальненим показчиком експлуатаційних витрат виробництва електроенергії є собівартість відпущеного 1 кВт·год. Складаючі собівартості (паливна, заробітня платня, амортизаційні відчислення, поточний ремонт, витрата допоміжних матеріалів та ін.) відображують різні сторони виробництва і як потенційні джерела экономії можуть бути використані для оцінки експлуатаційних витрат різних функцій системи керування. З огляду на особливості виробництва електроенергії, при розрахунку экономічного ефекту доцільно застосовувати наступні припущення:

- економічний ефект обмежується рамками станції;

- розподіл навантаження між енергоблоками станції здійснюється оптимальним чином;

- при збільшенні числа годин використання встановленої потужності энерго-блока додатково вироблена їм електроенергія витрачається на заміщення менш економічних потужностей у єдиній енергосистемі;

- фактор часу при проведенні капітальних витрат до року впровадження АСУ враховується тільки за умови тривалості вкладення витрат більш трьох років;

- економія від зміни витрат праці розраховується, виходячи з однакової продуктивності праці в порівнюваних варіантах.

9.2 Частковий розрахунок капітальних вкладень підсистеми СУЖВ другого контуру енергоблоку з реактором ВВЕР - 1000

Вартість СУЖВ складає 2 897 552,00 грн.

Таблиця 9.1 Часткова вартість систем другого контуру АЕС

№	Найменування	%	Вартість, грн
1	БРУ-К	13	376 681,76
2	Конденсатор	15	434 632,80
3	ПНТ	25	724 388,00
4	Деаератор	15	434 632,80
5	ТЖН	12	347706,24
6	ПВТ	20	579 510,40
		100	2 897 552,00

Таблиця приводить укрупнений розподіл витрат до підсистем СУЖВ, приведена на підставі рекомендацій організацій проектувальника.

Таблиця 9.2 Структура витрат на автоматизацію

Складові	% від загальної суми витрат	% від вартості складової
		на устаткування	На монтаж
Щитові пристрої (БЩК, місцеві, неоперативні, релейні та інші панелі, зборки засувок) з монтажем та электроапаратурою	20	76	24
Кабель, компенсаційний провід з конструкціями та монтажем	31,5	12	88
Апаратура автоматики з монтажем	12,5	86	14
Апаратура контроля (прилади, датчики)	22	90	10

9.3 Розрахунок витрат на впровадження АСР

Діюча на АЕС автоматична система регулювання виконана на базі аппаратуры "Каскад-2". Діючі автоматичні системи морально й фізично зношені, у зв'язку з чим, пропонується проведення модернізації систем регулювання другого контуру.

Розрахунок:

а) Зміна сумарних річних експлуатаційних витрат:

В= ?В + ?В + В - ?В + ?В+ ? В, грн;

де В - зміна сумарних річних витрат, зв'язаних з обслуговуванням системи автоматизації, грн;

В - зміна річних амортизаційних відрахувань по засобах авто-матизації, грн;

В - зміна річних витрат на поточний плановий ремонт по засобам автоматизації, грн;

В - зміна річних витрат на електроенергію, що витрачається на живлення засобів автоматизації, грн;

В - зміна річних витрат зв'язаних з позаплановим ремонтом засобів автоматизації, грн;

В - зміна інших річних експлуатаційних витрат, грн.

б) Річні амортизаційні відрахування по засобах автоматизації:

де - капітальні витрати на систему автоматизації (електрона частина та прилади), грн;

- середньорічна норма відрахувань по засобах автоматизації в процентах ( Н_а1 = 25 %, Н_а2 = 15 % );

в) Зміна річних витрат на електроенергію, що витрачаються на живлення засобів автоматизації:

де N_пр - приєднана електрична потужність засобів автоматизації;

t_р - число годин роботи засобів автоматизації ;

- коефіцієнт екстенсивності;

к_з - коефіцієнт, що враховує споживання електроенергії по потужності для системи (к_з = 0,7 - 0,9);

- собівартість виробленого 1 МВт•год на АЕС;

Річні втрати, зв'язані з надійністю засобів автоматизації, визначаються шляхом розрахунку витрат на поточний позаплановий ремонт і залежать від числа відмовлень систем.

г) Розрахунок річних витрат на поточний позаплановий ремонт:

де С_ср^э - середня вартість елемента, що відмовив, грн;

t_в - середній час усунення відмовлення, год;

С_ч - годинна тарифна ставка ремонтника, коп;

к_доп - коефіцієнт, що враховує доплати, додаткову зарплату і відрахування по соцстрахуванню. При укрупнених розрахунках к_доп =1,7..1,9;

n₀ - змінена кількість відмовлень у плині року, шт;

д) Економія від підвищення надійності впровадження нової АСР:

де:?N- падіння навантаження, унаслідок позапланових остановов блоку МВт г ;

У_р - зменшення ушерба від зміни режиму роботи технологічного устаткування, грн;

СВ_ув - собівартість умовно-постійних витрат, грн;

;

;

;

е) Собівартість з урахуванням запобігання позаплановых падінь потужності:

ж) Інші витрати:

9.4 Розрахунок собівартості електроенергії на енергоблоці № 1 ПУ АЕС

Вихідні данні:

Встановлена потужність блоку Рв = 1000 МВт;

Глибина вигоріння палива в = 35 000 МВт сут / т;

Витрата електроенергії на власні нестатки К_вп = 5,4 %;

ККД брутто n = 32 % ;

Штатний коефіцієнт n_шт = 0,5 люд / МВт;

Заробітна платня експлуатаційного персоналу ЗП = 3000грн/місяць;

Вартість 1 кг ядерного палива Ц_т = 60942,7 грн;

9.4.1 Розрахунок планових госпрозрахункових показчиків роботи АЕС

В силу особливостей енергетичного виробництва на госпрозрахункові показчики роботи АЕС впливають крім економічних факторів ще й режимні.

Варто проаналізувати режимні й економічні можливості АЕС у плановий період, тобто за очікуваний рік роботи. Необхідно розрахувати очікуване вироблення та відпуск електроенергії, очікуване зниження вартості 1 кВт·год, відпущеного від АЕС при поліпшенні режиму, визначити нейтральну відпустку електроенергії, при якому прибуток дорівнює нулеві.

Терміни проведення модернизації з метою заміни засобів автоматизації зазначені в таблиці 9.3.

Таблица 9.3 График проведення модернизації

Вид устаткування

Рік ремонтного циклу

Види ремонтних робіт

Місяць

С С

Л Л

Б Б

К К

Т Т

Ч Ч

Л Л

С С

В В

Ж Ж

Л Л

Г Г

Блок № 1 1000 МВт

24 экспл.

Т Р

26

30

де Р_в - установлена потужність блоку, МВт;

Р_пр - втрати потужності при простої блоку на ремонті, МВт;

К_зз - коефіцієнт завантаження для зимового періоду, К_зз = 0,92;

К_зл - коефіцієнт завантаження для літнього періоду, К_зл = 0,89;

Т_з - зимовий час, год

Т_з = 182 • 24 = 4368 год;

Т_л - літній час, год

Т_л = 183 · 24 = 4392 год;

Т_пр - час простою блоку на ремонті,

Т_пр = 35 · 24 = 840 год;

W = (1000 4368 0,92 + 1000 4392 0,89 - 1000 840 0,89 ) 0,81 = 5821000 МВт год,

Планова відпустка електроенергії із шин електростанції:

де К_вп - коефіцієнт витрати електроенергії на власні потреби.

Витрати на паливо:

...