Автоматична система регулювання продуктивності живильного турбонасоса

В_П = 19270 х 60942,7 = 1174360000 грн;

Амортизаційні відрахування:

В_а = 24 510 103 грн, (за даними ПУ АЕС);

Витрати на заробітну платню:

В_зп = 12 365 667 грн, (за даними ПУ АЕС);

Витрати на поточний ремонт:

Інші витрати:

де к_а - коефіцієнт відрахувань; к_а = 0,2 к_пр - коефіцієнт відрахувань для АЕС; к_пр = 0,15;

Таким чином:

Собівартість виробленого 1 кВт·год:

Собівартість реалізованого 1 кВт·год:

9.5 Розрахунок економічного ефекту від впровадження АСР продуктивності ТЖН

Економічний ефект отриманий за рахунок скорочення зупинок енергоблоку через низьку надійність схем АСР продуктивності ТЖН. Виконані удосконалення дозволили запобігти два аварійних останова блоки.

Відповідно до "Інструкції з визначення економічної ефективности організаційно-технічних заходів, проведених на энергопідприемствах":

Розрахунок:

Річний економічний ефект:

Е_еф = Е_к - В_З, грн

де Е_к - річна економія від підвищення надійності, грн;

В_З = 264 грн - річні експлуатаційні витрати, зв'язані з проведенням заходів.

Річна економія розраховується по формулі:

де = 0,054 - відносна витрата електроенергії на власні потреби.

dг = 3 - скорочення числа аварійних відключень блоку;

dN_ав = 900 000 кВт - зниження потужності електростанції у випадку аварійного відключення устаткування;

t_ав = 6 год - середня тривалість одного аварійного відключення;

= 200 грн - середні витрати на проведення одного аварійного ремонту;

W_ДЕ - питомі приведені витрати на введення потужності в енергосистемі, грн / (кВт·год) і розраховуються по формулі:

де = 5821- число годин використання встановленої потужності энергоблоку;

= 24,0 грн; = 68,0 грн; - витрати на електроенергію при базовому та піковом режимах;

Приріст чистого прибутку визначається так:

dП = К_еф Е_к

де К_еф - коєфіцієнт економічноі ефективності

К_еф= 0,7

dП = 161003,76*0,7= 112702,63 грн.

Термін окупності витрат :

де К_АСР = 347706,24 грн - вартість витрат на модернізацію підсистеми регулювання продуктивності ТЖН.

Висновок

Пiсля модернiзацii АСР продуктивності ТЖН збiльшилася надiйнiсть т.б зменшилось кiлькiть годин простою при ремонтi збiльшилася кiлькiсть вiдпущеноi електроенергii на 5,410⁶ кВт.год. i знизилася собiвартiсть одного реалiзованого кВт.год. на 0,001коп.

Таким чином модернізація АСР що потребувала 347706,24 грн. капіталовкладень окупиться за 3,09 роки, після чого АЕС матиме припудок щороку у сумі 112702,63 грн.

Термін окупності вийшов трохи більше трьох років. Але так як АЕС є об'єктом підвищеної небезпеки, надійність роботи АСР у даному випадку виноситься на перший план. З такими показниками можно погодитися.

9.6 Техніко-економічні показники проекту

Результати розрахунків техніко-економічних показників проекту зводимо у таблицю 9.4.

Таблиця 9.4 Техніко-економічні показники проекту

ВИСНОВОК

У даній роботі була розглянута і досліджена автоматична система регулювання продуктивності ТЖН з базовим режимом підтримки заданого перепаду тиску на регулюючих живильних клапанах парогенератора. Як регулюючий вплив було використано зміну витрати пари від СПП (колектора РТТ) до турбін ТЖН через регулюючі клапана їхніх приводних турбін.

У процесі виконання роботи була синтезована математична модель технологічної ділянки живлення парогенератора як об'єкта автоматизації.

Технологічна ділянка живлення парогенератора, як об'єкт регулювання продуктивності живильних насосів, був описаний системою диференціальних рівнянь. Розрахунок коефіцієнтів для отриманих рівнянь динаміки був приведений стосовно до енергоблоку з реактором ВВЭР-1000 для номінального режиму роботи. Порівняння кривих розгону, отриманих на моделі, з наявними експериментальними кривими розгону показало високу адекватність моделі.

При виборі регулятора, як базова апаратура був використаний програмно-технічний комплекс "Вулкан" і комплекс технічних засобів пристроїв логічного управління першого рівня, що дозволяє агрегатувати автоматичні системи регулювання для автоматизації різноманітних технологічних процесів.

Були висвітлені недоліки аналогових систем регулювання та шляхи їх усунення.

Виконаними розробками була доведена необхідність впровадження цифрового регулювання, як найбільш перспективного.

БIБЛIОГРАФІЧНИЙ СПИСОК

1. Клюєв А.С., Налагодження засобів автоматизації й автоматичних систем регулювання барабаних парогенераторів. - Москва: Енергоатоміздат, 1989. - 312 с.

2. Плетньов Г.П., Автоматизоване керування об'єктами теплових і атомних електростанцій. - Москва: Енергія, 1981. -386с.

3. Демченко В.О., Автоматизація та моделювання технологічних процесів АЕС та ТЕС: Навчальний посібник. - Одеса: Астропринт, 2001. - 308 с.

4. Автоматизовані системи керування технологічними процесами / Гріщенко А.З., Гріщук В.П. - Київ: Техніка, 1983. -294 с.

5. Технологічний регламент безпечної експлуатації енергоблоку з реактором ВВЕР-1000, 1.14-086иэ, 2.14-012иэ, ПУ АЕС, 2000. - 862 с.

6. Загальні положення безпеки атомних станцій при проектуванні, спорудженні й експлуатації(ОПБ-88): - Москва: Енергоіздат, 1988р.

7. Технічні описи й інструкції з експлуатації, ПУАЕС:

· на програмно-технічний комплекс „Вулкан”, 1.17-019ТО;

· на систему управління живильною водою СУЖВ, 1.29-053ТО;

· на блоки й апаратуру ПЛУ-1 (БВР-1, БВР-2, ББ-1), 1.16-042ТО;

· на підсилювачі електричні (У-22, У-23, ПБР-2М, ПБР-3М), 1.20-012ТО.

8. Автоматизовані й автоматичні системи керування / Жимерін Д.Г., М'ясників В.А. - Москва: Енергія, 1979. - 408 с.

9. Клюєв А.С., Проектування систем автоматизації технологічних процесів. - Москва: Енергоіздат, 1990. - 472 с.

10. Технічний опис і інструкція з експлуатації живильного турбонасосного агрегату енергоблоку з ВВЕР-1000, 2.3-045ИЭ, - ПУ АЕС, 1998. - 207 с.

11. Безпека праці при експлуатації і ремонті теплоенергетичних установок / Вороніна А.А., Шибенко Н.Ф. - Москва: Вища школа, 1983 . - 247 с.

12.Болдирев В.М., Економіка, організація і планування на АЕС. - Москва, Енергоіздат, 1986. - 259 с.

ПЕРЕЛІК ПРИЙНЯТИХ УМОВНИХ СКОРОЧЕНЬ

§ АСР - автоматична система регулювання;

§ БУ - блок управління;

§ БЩУ - блоковий щит управління;

§ ВМ - виконавчий механізм;

§ ВП - вимірювальний перетворювач;

§ ГЦТ - головний циркуляційний трубопровід;

§ ГПК - головний паровий колектор;

§ ГЦН - головний циркуляційний насос;

§ ДУ - дистанційне керування ;

§ ДЖЕН - додатковий живильний електронасос;

§ ЗК - запобіжний клапан;

§ РЩУ - резервний щит управління;

§ ІСУ - індивідуальна система управління;

§ ІОС - інформаційно-обчислювальна система;

§ КРТТ - колектор резервування технічного тиску;

§ КВП - контрольно-вимірювальні прилади;

§ КУ - ключ управління ;

§ МЕО - механізм електричний однооборотний;

§ ПГ - парогенератор;

§ ПІ - пропорційно-інтегральний закон регулювання;

§ ПНТ (ПВТ) - підігрівач низького (високого) тиску;

§ ПУ --пульт управління;

§ РЖК - регулюючий живильний клапан;

§ РО - регулюючий орган;

§ РЖ - регулятор живлення ПГ;

§ РПР ТЖН - регулятор продуктивності ТЖН;

§ СУЗ - система управління і захисту:

§ СКРС - субкомплекс робочої станції;

§ СКЗО - субкомплекс збору та обробки даних

§ ТЖН - живильний турбонасос;

§ ТГ - турбогенератор;

§ ШРУ-К швидкодіюча редукційна установка скидання пари в конден-сатор;

§ ШРУ-РТТ - швидкодіюча редукційна установка скидання пари в колектор РТТ;

Размещено на Allbest.ru