79898

Модернізація парогенератора ПГВ-1000 для підвищення КПД та надійності в реакторі ВВЕР-1000

Дипломная

Энергетика

Водоводяні енергетичні реактори без кипіння води в активній зоні одержали найбільше поширення в усьому світі. До однієї з циркуляційних петель першого контура приєднаний компенсатор тиску за допомогою якого в контурі підтримується заданий тиск води що являється у реакторі і теплоносієм і сповільнювачем нейтронів.

Украинкский

2015-02-15

910.08 KB

8 чел.

ЗМІСТ

Перелік умовних позначень………………………………………….………….11

Вступ…………………………………………………………...…....…………....12

1 Опис реакторної установки та її компонентів………………………..........13

1.1 Система компенсації тиску …………………………………………..……..16

1.2 Система управління і контролю ……………………………………………17

1.3 Система аварійного охолоджування активної зони ………………………17

1.4 Внутрішня шахта реактора ВВЕР-1000………………………………….…18

1.5 Корпус реактора ВВЕР-1000………………………………………………..18

1.6 Активна зона реактора ……………………………………………...………19

1.7 Опис конструкції ПГ………………………………………………..……….23

1.7.1 Призначення, характеристика і короткий опис устаткування………….23

1.7.2 Опис технологічної схеми………………………………………..……….28

1.7.3 Взаємодія з іншими системами………………………………………..….29

2 Експериментальна частина ……………………………………………..…….33

2.1 Модернізована схема водоживлення і продування ПГВ-1000……………33

2.2 Реконструкція ПГ………………………………………………….....…..…34

2.3Шляхи, методи й засоби підвищення надійності й продовження експлуатації пгв-1000 …………………………………………………………...45

3 Розрахунок теплової схеми парогенератора для реактора ВВЕР-440….…..52

3.1 Вихідні дані…………………………………………………………………..52

4. Охорона праці і навколишнього середовища ………………………………64

4.1 Загальні питання охорони праці…………………………………………….64

4.1.1 Поняття про безпеку атомних станцій……………………………...……64

4.1.2 Перелік небезпечних і шкідливих факторів, що виникають при експлуатації АЕС ………………………………………………………………..65

4.2 Промислова санітарія………………………………….…………………….66

4.2.1 Метеорологічні умови …………………………………….………………66

4.2.2 Вентиляція й опалення…………………………………………...………..67

4.2.3 Виробниче освітлення…………………………………………..…………67

4.2.4 Шум і вібрація……………………………………………..……………….70

4.3 Пожежна безпека АЕС …………………………………….………………..71

4.4 Дія АЕС на навколишнє середовище ………………………...……………72

4.5 Індивідуальне завдання………………………………………….…………..74

4.5.1 Норми радіаційної безпеки ……………………………………....……….74

4.5.2 Правила експлуатації АЕС ……………………………………………….75

5 Цивільний захист ………………………………………………………...……81

6 Економічна оцінка та обґрунтування  ……………………………….………87

6.1 Загальна характеристика роботи …………………………………….……..87

6.2 Визначення трудомісткості НДР ………………………………..………….87

6.3 Побудова лінійного графіка виконання робіт …………………..…………88

6.4 Розрахунок планової собівартості виконуваної роботи ………..…………90

6.5 Визначення прибутку та договірної ціни НДР …………………..………..95

6.6 Оцінка наукової та науково-технічної результативності НДР…...……….97

6.7 Висновки по економічному обґрунтуванню роботи …………………...…99

Висновки …………………………………………………………………….…100

Список джерел інформації ………………………………………………….…101


ПЕРЕЛІК УМОВНИХ ПОЗНАЧЕНЬ

АЕС – атомна електрична станція;

АЗ – активна зона;

БОУ – блокова знесолюючих установка;

ВВЕР – водо-водяний енергетичний реактор;

ГЦН – головний циркуляційний насос;

ДКЯР – Державний комітет ядерного регулювання;

ЗІЗ – засоби індивідуального захисту;

НТД – нормативно технічна документація;

ОЕСР – організація економічного співробітництва та розвитку;

ОРР – одиниця розділення роботи;

РУ – реакторна установка;

САОЗ – система аварійного охолодження активної зони;

СУЗ – система управлінням захисту;

ТВЕЛ – тепло - виділяючий елемент;

ТВЗ – тепло - виділяюча збірка;

ВКП – внутрішньо корпусні пристрої;

ЗДЛ –  занурений дірчастий лист; 

ВХР – водо хімічний режим;

ППР – планово попереджувальні роботи;

ОКБ "ГП" – дослідне конструкторське бюро "Гідропрес";

ЯП – ядерне паливо;

ЯЕУ – ядерна енергетична установка.


ВСТУП

У даний час вже не викликає сумнівів той факт, що саме ядерна енергетика може найбільш надійно забезпечити зростаюче енергоспоживання суспільства. Легко досяжні запаси органічного палива в Україні не безмежні. Неухильно ростуть витрати на здобич і перевезення органічного палива, збільшується частка трудових ресурсів, зайнятих постачанням паливом народного господарства. До того ж доцільно зберегти нафту, вугілля та газ як цінну сировину для інших галузей промисловості.

Аварія на Чорнобильській АЕС зумовила необхідність ревізії поглядів, що склалися, на можливості обмеження ядерної енергетики, її місце в енергозабезпеченні. Визначаючою при ревізії з'явилася безпека атомних станцій, шляхи і засоби її забезпечення.

У більшості фахівців не викликає сумнівів твердження, що на найближчі декілька десятиріч вже визначилися типи реакторів, які створюватимуться і використовуватимуться в промислових масштабах - ВВЕР, швидкі реактори і високотемпературні.

Зараз робляться дослідження по створенню конструкцій та палива, позбавлених недоліків або "вузьких місць", характерних для сучасних реакторів

В даній роботі буде розглянута модернізація парогенератора ПГВ-1000 для підвищення КПД та надійності в реакторі ВВЕР-1000.

1 ОПИС РЕАКТОРНОЇ УСТАНВКИ ТА ЇЇ КОМПОНЕНТІВ

Водо-водяні енергетичні реактори без кипіння води в активній зоні одержали найбільше поширення в усьому світі. Реактор ВВЕР-1000 є реактором корпусного типу з водою під тиском, яка виконує функцію теплоносія і сповільнювача.

Рисунок 1.1 − Технологічна схема енергоблоку з реакторами ВВЕР

Технологічна схема енергоблоків з реакторами ВВЕР має два контури:

- перший контур - радіоактивний. Він включає реактор і циркуляційні петлі охолоджування. Кожна петля містить головний циркуляційний насос (ГЦН), парогенератор і дві головні запорні засувки (ГЗЗ). До однієї з циркуляційних петель першого контура приєднаний компенсатор тиску, за допомогою якого в контурі підтримується заданий тиск води, що являється у реакторі і теплоносієм і сповільнювачем нейтронів. Енергоблоки з ректором ВВЕР-1000 мають по 4 циркуляційні петлі на кожен блок;

- другий контур – нерадіоактивний. Він включає парогенератори, паропроводи, парові турбіни, сепаратори-пароперегрівачі, живильні насоси (ЖН) і трубопроводи, деаератори і регенеративні підігрівачі.

Парогенератор є загальним устаткуванням для першого і другого контурів. У ньому теплова енергія, вироблена в реакторі, від першого контура через теплообмінні трубки передається другому контуру Насичена пара, що виробляється в парогенераторі, по паропроводу поступає на турбіну, яка приводить в обертання генератор, що виробляє електричний струм.

У системі охолоджування конденсаторів турбін на АЕС використовуються баштові градирні і водосховище - охолоджувач.

Корпус реактора є вертикальною циліндровою посудиною високого тиску з кришкою, що має роз'єм з ущільненням і патрубки для входу і виходу теплоносія. Усередині корпусу закріплюється шахта, яка є опорою для активної зони і частини внутрішньокорпусних пристроїв і служить для організації внутрішніх потоків теплоносія.

Активна зона реакторів зібрана з шестигранних тепловиділяючих збірок (ТВЗ), котрі містять тепловиділяючі елементи (твели) стержньового типу з сердечником з двоокису урану у вигляді таблеток, що знаходяться в оболонці з цирконієвого сплаву. В тепловиділяючих збірках твели розміщені по трикутним решотки і укладені в чохол з цирконієвого сплаву. У свою чергу, ТВЗ також зібрані у трикутні решотки з кроком 241 мм. Нижні циліндрові частини ТВЗ входять в отвори опорної плити, верхні - в дістанціонуючу притискну плиту. Зверху на активну зону встановлюється блок захисних труб, що дістанціонує касети і запобігає спливанню і вібрації. На фланець корпусу встановлюється верхній блок з приводами системи управління і захисту (СУЗ), що забезпечує ущільнення головного роз'єму. Регулювання реактора здійснюється переміщуваними регулюючими органами, і як правило, рідким поглиначем. Рисунок 1.2 дає представлення про компонування активної зони і реактора.

1 - верхній блок; 2 - привід СУЗ; 3 - шпилька; 4 - труба для завантаження зразків-свідків;5 - ущільнення; 6 - корпус реактора; 7 - блок захисних труб; 8 - шахта; 9 - вигородка активної зони; 10 - паливні збірки; 11 - теплоізоляція реактора; 12 - кришка реактора; 13 - регулюючі стержні; 14 - твели; 15 - фіксуючі шпонки.

Рисунок 1.2 − Конструкція реактора ВВЭР1000

Теплоносій поступає в реактор через вхідні патрубки корпусу, проходить вниз по кільцевому зазору між шахтою і корпусом, потім через отвори в опорній конструкції шахти підіймається вгору через тепловиділяючі збірки. Нагрітий теплоносій виходить з головок ТВЗ в міжтрубний простір блоку захисних труб і через перфоровану обічайку блоку та шахти відводиться вихідними патрубками з реактора.

У якості ядерного палива використовуються таблетки двоокису урана з початковим збагаченням по 235U у стаціонарному режимі в діапазоні             від 2,4 % до 4,4 % (по масі).

Реактор ВВЕР-1000 володіє важливою властивістю саморегулювання: при підвищенні температури теплоносія або потужності реактора відбувається зниження інтенсивності ланцюгової реакції в активній зоні і в підсумку зниження потужності реактора.

Технічний контроль параметрів становищ устаткування і трубопроводів, управління і захисту устаткування від пошкоджень при порушенні в роботі першого контура, а також інших контурів і інших систем установки здійснюється системою контролю, управлінням захисту(СУЗ).

Енергія ділення ядерного палива в активній зоні реактора тепловою потужністю 3000 МВт відводиться теплоносієм з температурою 322 °С. Витрата води через реактор 15800 кг/с, а робочий тиск в першому контурі    16 МПа. В парогенераторі теплоносій віддає тепло робочому тілу і за допомогою ГЦН повертається в реактор.

1.1 Система компенсації тиску

Система компенсації тиску теплоносія - автономна система ядерного реактора, що підключається до контура теплоносія з метою вирівнювання коливань тиску в контурі під час роботи реактора, що виникають за рахунок теплового розширення і включає:

– паровий компенсатор тиску;

– барботер;

– імпульсні - запобіжні пристрої;

– трубопроводи і арматуру.

1.2 Система управління і контролю

Регулювання потужності реакторів і аварійний захист (припинення ланцюгової реакції) здійснюються поглиначами виготовлених з карбіду бору.

На енергоблоках з реактором ВВЕР-1000 регулювання проводиться кластерними пучками, тобто стержні з поглиначем в кількості 12–18 штук вводяться безпосередньо в ТВЗ.

Управління енергоблоками АЕС передбачає централізований контроль і дистанційне керування основними технологічними процесами, автоматичне регулювання, здійснюване за принципом автономних регуляторів, місцевий контроль і управління допоміжними системами.

Контроль за параметрами першого і другого контурів реакторних установок здійснюється з блокових щитів управління, на яких зосереджені прилади, що вимірюють температуру води на виході з ТВЗ, температуру води першого контура, температуру живильної води другого контура, тиск води першого контура, тиск насиченої пари у другому контурі, витрата води в першому контурі, витрата води і пара у другому контурі, щільність нейтронного потоку при підйомі потужності і в процесі роботи реактора, електричні параметри генераторів тощо.

1.3 Система аварійного охолоджування активної зони

Система аварійного охолоджування активної зони (САОЗ) призначається для забезпечення безпечного зняття залишкових тепловиділень з реактора при аваріях, пов'язаних з розривом трубопроводів першого і другого контурів установки.

Основними критеріями забезпечення аварійного розхолоджування є:

– виключення плавлення оболонок твелів при розривах трубопроводів першого контура, включаючи миттєвий поперечний розрив головного циркуляційного трубопроводу;

– створення і підтримка підкритичності активної зони реактора;

– забезпечення післяаварійного розхолоджування реактора.

1.4 Внутрішня шахта реактора ВВЕР-1000

Конструкційно шахта є вертикальним циліндром з перфорованим еліптичним днищем, в якому закріплені опорні конструкції для ТВЗ. При двох'ярусному розташуванні вхідних і вихідних патрубків на корпусі реактора, прийнятому в конструкції ВВЕР в нашій країні, на внутрішній поверхні корпусу реактора передбачається роздільник потоку.

Конструкцією шахти і реактора передбачаються заходи по виключенню вібрацій і переміщень шахти в потоці теплоносія, а також у разі виникнення аварійних ситуацій. Від вертикальних переміщень і вібрацій шахта утримується через пружні елементи кришкою реактора, від вібрації в радіальному напрямі закріплення шахти звичайно проводиться в декількох місцях по висоті реактора.

Для стабілізації потоку теплоносія і зменшення чинників вібраційного обурення верхня циліндрова частина шахти перед вихідними патрубками перфорована великою кількістю отворів певного діаметра. Напроти вхідних патрубків САОЗ шахти виконуються вікна, через які холодна вода, що подається в реактор при спрацьовуванні САОЗ, проходить у верхню напірну камеру реактора.

1.5 Корпус реактора ВВЕР-1000

Корпус – частина ядерного реактора, призначена для розміщення у ній активної зони, відбивачів нейтронів і внутрішньокорпусних пристроїв і для організації відведення тепла. Корпус має патрубки для відведення теплоносія, а також пристрої герметизації внутрішньокорпусного простору.

При конструюванні і виготовленні корпусів ВВЕР ставиться задача забезпечення багаторічною – (до 30 років) надійної експлуатації реактора при різних режимах. Корпус реактора працює в дуже жорстких умовах: високі тиск і температура теплоносія, великі потоки радіоактивного випромінювання, значні швидкості теплоносія, який навіть при високому ступені чистоти є корозійно-агресивним середовищем. Для роботи в таких умовах переважними матеріалами є перлитні низьколеговані сталі типу 15Х2МФА. Внутрішня поверхня корпуса покривається антикорозійним наплавленням, що значно зменшує вихід продуктів корозії у воду реактора. Матеріал наплавлення внутрішньої поверхні корпуса-сталь аустенітного класу 0Х18Н10Т, товщина наплавлення до 20 мм.

Виготовлення корпусів ВВЕР, що працюють при високому тиску (до 16 МПа) і температурі (до 340 ˚С) теплоносія, цілком з неіржавіючих сталей неможливе унаслідок нетехнологічності і їх низької міцності.

1.6 Активна зона реактора

Активна зона – частина ядерного реактора, що містить ядерне паливо, та забезпечуює задану потужність і умови для ініціації і підтримки керованої ланцюгової реакції ділення ядер.

Активна зона реактора набирається з 163 ТВЗ певної форми відповідно до картограми завантаження реактора. ТВЗ встановлюються в опорні ячейки днища шахти своїми хвостовиками.

Таблиця 1.1 – Основні конструкційні характеристики АЗ ВВЕР-1000

Параметр

Значення

Еквівалентний діаметр, м

3,12

Висота, м

3,55

Об'єм, м3

27

Крок між паливними складками, мм

241

Робочий тиск, МПа

16


Продовження таблиці 1.1

Температура теплоносія, °С

на вході в реактор

289

на виході з реактора

322

Витрата теплоносія через реактор, кг/с

19000

Гідравлічний опір активної зони, МПа

0,18

Гідравлічний опір реактора, МПа

0,4

Температура теплоносія на виході з максимально навантаженої збірки, °С

330,3

Завантаження ректора паливом, кг

75000

Збагачення палива, %

4,4-3,3

Швидкість теплоносія, м/с:

у патрубку реактора (вхід/вихід)

9,8/11

у активній зоні (середня)

5,5

Кампанія палива, діб

3Х300

Середня питома енергонапруженість об'єму активної зони, МВт/м3

111

Середня густина теплового потоку Вт/см2

58

Рисунок 1.3 – ТВЗ реактора ВВЕР-1000

Встановлені в реактор ТВЗ зверху притискаються блоком захисних труб. Конструкція підпружинених елементів головки ТВЗ забезпечує затискання ТВЗ в реакторі, вихід з ладу якої-небудь пружини не вплине істотно на зусилля затискання. 109 ТВЗ активної зони у захисних трубах переміщуються поглинаючі стержні, які виконані у вигляді пучка поглинаючих елементів.

Таблиця 1.2 – Характеристики ТВЗ ВВЕР-1000

Параметр

Значення

Число ТВЗ, шт

163

Кількість твелів у ТВЗ, шт

312

Число збірок СУЗ, шт

109

Окрім СУЗ реактора, заснованої на механічному принципі, дія на реактивність здійснюється також хімічним способом; системою борного регулювання здійснюється компенсація повільних змін реактивності. Передбачається безперервний автоматичний контроль концентрації борної кислоти в теплоносії реактора і інших системах першого контура.

У аварійних режимах розриву головних трубопроводів подача борної кислоти в реактор здійснюється за допомогою системи аварійного охолоджування зони, яка забезпечує аварійний:

– залив активної зони з посудин які містять водний розчин борної кислоти під тиском;

– аварійне уприскування кислоти високонапірними насосами і подачу борного розчину низьконапірними насосами.

Таблиця 1.3 – Характеристики твелів ВВЕР-1000

Параметр

Значення

Розмір оболонки твелів, мм

9,1x0,65

Діаметр паливної таблетки, мм

7,57

Діаметр осьового отвору в паливній таблетці, мм

2,2

Збагачення палива, %  

у дворічному циклі

3,3

у трирічному циклі

4,4

Маса завантаження UO2 в одному твелі, кг

1,565

1.7 Опис конструкції ПГ

1.7.1 Призначення, характеристика і короткий опис устаткування

Парогенератори, будучи складовою частиною головних циркуляційних петель реакторної установки, розміщені в боксі ПГ герметичної оболонки і призначені для:         

1) здійснення тепловідвіда від теплоносія 1 контура водою 2 контури;

2) генерування насиченої пари в режимах нормальної експлуатації РУ.

Парогенератор ПГВ-1000 - горизонтальний, однокорпусною із зануреною поверхнею теплообміну з горизонтально розташованих труб, з вбудованими паросепарационнимі пристроями, системою роздачі живильної води, паровим колектором з погружним дірчастим листом, системою роздачі аварійної живильної води. ПГ складається з наступних основних елементів:

а) корпуси;

б) теплопередаючої поверхні і колекторів 1 контура;

в) пристрою сепарації;

г) пристрої роздачі основної живильної води;

д) пристрої роздачі аварійної живильної води;

е) пристрої вирівнювання парового навантаження;

є) парового колектора;

ж) опорних конструкцій;

з) зрівняльних судин;

й) гидроамортізаторов.

Корпус спроектований і виготовлений для роботи в умовах надмірного тиску і температури теплоносія 2 контури. Корпус ПГ призначений для розміщення внутрішньокорпусних пристроїв, трубного пучка з колекторами 1контура. Корпус ПГ є зварна циліндрова судина з внутрішнім діаметром 4000 мм і товщиною стінок 145 мм, що складається з кованих обичайок, штампованих еліптичних днищ, кованих патрубків і люків. Товщина стінок елементів корпусу розрахована з урахуванням надбавки на корозію на проектний термін служби корпусу.

Матеріал корпусу - легована сталь 10ГН2МФ. На корпусі є:

а) два люки для огляду і обслуговування колекторів 1 контура Dy 800;         

б) два люки для огляду і обслуговування внутрішньокорпусних пристроїв з боку 2 контура, Dy 500;

в) десять патрубків для відведення пари, Dy 200;

г) один патрубок для підведення живильної води, Dy 400;

д) два патрубки для підведення аварійної живильної води, Dy 100 (один з двох патрубків заглушений);

е) один патрубок для дренажу котельної води, Dy 100;

є) два штуцери для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 800;

ж) чотири штуцери (на колекторах ПГ) для відведення котельної води в лінію періодичного продування, Dy 20;

з) два штуцери для відведення котельної води в лінію безперервного продування, Dy 20;

и) двадцять два штуцери для приєднання зрівняльних судин і імпульсних ліній СИТ, Dy 20;

і) два патрубки для зварки з колекторами 1контура, Dy 1200;

ї) два штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 1 контуру,    Dy15 і чотири штуцери контролю щільності фланцевих з'єднань по 2 контуру, Dy 10;

й) два штуцери воздушников колекторів 1 контура, Dy 10; два штуцери воздушников 2 контури, Dy 20(заглушені); два штуцери індикатора рівня системи КУП, 20.

На паровому колекторі ПГ є два штуцери воздушников 2 контури, Dy10. Теплопередаюча поверхня складається з 11000 трубок Ø 16×1,5 мм, колекторів пристроїв кріплення труб.

Теплообмінні труби, гнуті в U-образні змійовики, ськомпоновани в трубний пучок. Розташування труб в пучку шахове, з кроком по висоті пучка 19 мм, по ширині 23 мм. Змійовики ськомпоновани в два U-образні пучки, що мають по 3 вертикальних коридору для забезпечення організованої гідродинаміки циркулюючої котельної води.

Кінці змійовиків закладаються в стінки колекторів теплоносія шляхом обварювання їх торців з антикорозійним покриттям внутрішніх порожнин аргоново-дуговою зваркою і подальшим гідравлічним вальцюванням на всю глибину закладення в колектор. Змійовики дистанціонуються в трубному пучку спеціальними елементами, які у свою чергу закріплюються в опорних конструкціях, розташованих на корпусі ПГ. Дистанціонуючі елементи є хвилеподібні смуги у поєднанні з проміжними, плоскими планками.

Колектори 1 контура призначені для роздачі і збору теплоносія 1 контура в теплообмінні труби. Кожен колектор має:

1) перехідне кільце Dy-850 для входу (виходу) теплоносія 1 контура і                                         з'єднання з ГЦТ;

2) два штуцери Dy-20 для періодичного продування;

3) два контури Dy-10 для воздушника і контролю щільності                     фланцевого роз'єму 1контура (штуцера виведені на корпус ПГ).

У верхній частині колектора 1 контура мають фланцевий роз'єм         Dy-500. Роз'єм забезпечений плоскою кришкою, при знятті якої оглядається і ремонт зварних з'єднань приварювання теплообмінних труб до внутрішньої поверхні колектора (до блокуючого шару). З боку 1 контура кришки колектора мають так звані «витіснювачі», службовці для обмеження витрати течі теплоносія з першого в другий контур при обриві фланцевого з'єднання кришки Dy-500. «Витіснювач» є циліндром діаметром 492 мм, заввишки    100 мм і товщиною стінки 10 мм, виготовлений із сталі 08Х18Н10Т і приварений до поверхні кришки колектора з боку 1 контура. Для виключення завоздушиванія колектора при заповненні 1 контура на «витіснювачі» виконана проточка шириною 56 мм по всій його довжині.

Колектори 1 контура виконані з легованої сталі мазкі 10ГН2МФА. Внутрішня поверхня колекторів, включаючи кришки фланцевих роз'ємів, покрита антикорозійним наплавленням з хромоникельовой аустенітной сталі марки 08Х18Н10Т.

Пристрої репарацій складаються з пакетів жалюзі хвилястої форми. Конструкція пакету включає встановлений за жалюзі порової дірчастий лист. Пакети розташовані під кутом 26е до вертикалі в паровому об'ємі ПГ на висоті 750 мм від погружного дірчастого листа. Жалюзі хвилеподібного профілю виконані із сталі мазкі 08Х18Н10Т. паровий дірчастий лист призначений для вирівнювання поля швидкостей пари.

Пристрій підведення і роздачі основної живильної води складається з колектора Dy-250, проходящего уподовж ПГ і сполученого з патрубком живильної води Dy-400 на корпусі ПГ. До колектора Dy-250 приєднано        15 роздаючих колекторів Dy-80, що мають по своїй довжині трубки Dy-20 для виходу живильної води у верхній частині трубного пучка під зануреним дірчастим листом.

У парогенераторах енергоблоків 1 та 6, використовується модернізована система водоживлення і продування, при якій живильна вода подається на трубний пучок, розташований з боку «гарячого» днища, через 10 роздаючих колекторів, а на трубний пучок, розташований з боку «холодного» днища, через 5 роздаючих колекторів Dy-80.

Примітка: до модернізації живильна вода подавалася на «гарячу» сторону трубного пучка ПГ через 16 роздаючих колекторів Dy-80.

Модернізація системи водоживлення і продування ПГ забезпечила істотне зниження концентрації корозійний-активних домішок у воді 2 контури в зоні «гарячого» і холодного колекторів і поліпшення водний - хімічного режиму ПГ за рахунок:

- перерозподіли потоків живильної води на трубний пучок: 67% на    сторону «гарячого» днища, 33% на сторону холодного днища;

- організація «сольового» відсіку з боку «холодного» днища, з якого ведеться безперервне продування через 2 запасних патрубка Dy-20 на корпусі ПГ;

Матеріал пристрою підведення живильної води-конструкционная вуглецева сталь 20, матеріал пристрою роздачі живильної води - неіржавіючий кульгавий - нікелева аустенітная сталь 08х18н10т.

Пристрої роздачі аварійної живильної води складається з колектора Dy150 і роздаючих труб Dy80, що мають по своїй довжині отвору для виходу води. Колектор розміщений в паровому просторі ПГ.

Паровий колектор ПГ призначений для збору сепарованої насиченої пари і подачі його в паропровід. Матеріал парового колектора - сталь 20.

Ущільнення всіх фланцевих з'єднань:

1) колекторів 1 контура;

2) колекторів 2 контура;

3) люків лазів по стороні 2 контури здійснюється нікелевими прокладками, які укладаються в спеціальні розточування на стикуємих поверхнях фланцевих з'єднань.

У просторах (МПП) між прокладок ущільнень контролюється тиск теплоносія для визначення нещільних прокладок люків ПГ. Контроль за тиском в МПП здійснюється як в процесі розігрівання і розхолоджування, так і в процесі роботи ПГ.

На кожному ПГ встановлюються чотири однокамерні зрівняльні судини з діапазоном вимірювання рівня котельної води ПГ від нуля до чотирьох метрів і три двокамерних з діапазоном вимірювань рівня від нуля до одного метра.

ПГ встановлюється в боксі на опорні конструкції, кожна з яких включає ложемент, роликову опору, сполучну тягу, опорну підставу, заставну деталь і анкерні болти.

Застосування в опорній конструкції 2-х ярусної роликової опори дозволяє забезпечити переміщення ПГ при термічному розширенні трубопроводів ГЦТ в подовжньому і поперечному напрямах не більше        100 мм. Опорна конструкція розрахована на сприйняття одночасної дії вертикальної складової сейсмічного навантаження від максимального розрахункового землетрусу силою 9 балів і реактивного зусилля 1460тс, що виникає в аварійній ситуації, при розриві трубопроводу Dy-850 ГЦТ в горизонтальній площині (при розриві з боку реактора).

При аварійній ситуації з розривом трубопроводу ГЦТ у вертикальній площині реактивне зусилля повністю сприймається аварійними опорами трубопроводів і на ПГ не діє.

Кожен ПГ розкріплює 8-у гидроамортізаторами до заставам в стінах боксу ПГ, призначеними для сприйняття сейсмічних дій на ПГ, що діють в горизонтальній площині. Спільно з механічною системою опор, система гідроамортізаторів допускає переміщення ПГ при термічних переміщеннях трубопроводу.

1.7.2 Опис технологічної схеми

Вироблення насиченої пари в режимах нормальної експлуатації засноване на передачі тепловій енергії від теплоносія 1-го контура котельній воді ПГ, внаслідок чого котельна ПГ перетворюється на насичену пару і по паропроводу передається в ТЕ блоку. На енергоблоках з реакторами       ВВЕР-1000 встановлено 4 парогенератори. Режим роботи кожного з них ідентичні, тому подальший опис технологічної схеми приведений для одного парогенератора.

Вода 1-го контура входить в ПГ, проходить по теплообмінних трубках, віддаючи своє тепло котельній воді, повертається на реакторну установку. Котельна вода ПГ, омиваючи теплообмінні трубки, нагрівається, скипає і перетворюється на насичену пару. Насичена пара виходить з парогенератора, збирається в паровий колектор і далі по паропроводу передається в турбінне відділення.

На паропроводі встановлений БЗОК (швидкодіючий захисний-відсічною клапан), призначений для відсікання паропроводу і парогенератора від ТЕ в аварійних режимах. На паропроводі до БЗОК встановлено поодинці БРУ-А і по два ПК ПГ.

1.7.3 Взаємодія з іншими системами

Для роботи системи УВ в режимах нормальної експлуатації і в режимах пов'язаними з різними порушеннями в роботі устаткування блоку, дана система взаємодіє з:

- системою головних циркуляційних трубопроводів 1 контура, що підводять і відвідних гріюче середовище до парогенераторів;

- системою гострої пари, що приймає пару від ПГ для подальшого його використання на турбоустановці;

- системою продування ПГ, що забезпечує підтримку водний-хімічного режиму котельної води і що дозволяє проводити оперативний контроль за якістю котельної води ПГ;

- системою живильної води ПГ, що забезпечує заповнення котельної води і підтримку номінального рівня в ПГ;

- системою аварійної живильної води ПГ призначеною для подачі ХОВ на ПГ в режимах з повним припиненням подачі живильної води.

Таблиця 1.7 - Технічні дані ПГВ-1000

Найменування параметра

Значення і відхилення, що допускається

Теплова потужність, Мвт

750+53

Пароутворення, т/ч

1470+103

Тиск пари, що генерується, кгс/см2

64±2

Температура пари, що генерується, оС

278±2

Температура живильної води, оС

220±5

Температура живильної води при відключеному ПВД, оС

164±4

Продовження таблиці 1.7

Температура аварійної живильної води, оС

Від 5 до 40

Тиск теплоносія 1 контура на вході в ПГ, кгс/см2

160±3

Температура теплоносія 1 контура оС

на вході:

на виході:

320±3,5

289±2

Номінальний рівень котельної води (робота на МКУ і на енергетичних рівнях потужності), мм

по 1-но метровому рівнеміру  

по 4-х метровому рівнеміру  

на «холодному» торці ПГ

на «гарячому» торці ПГ

Блоки 1…4 від 220 до 320

Блоки 5…6 від

270до320

2250±50

2100±50

Опір ПГ по 1 контуру при роботі 4-х ГЦН, не більш,  кгс/см2

1,25

Опір ПГ по паровому тракту при номінальному

1,10

Вологість пари на виході з ПГ, %

0,2

Витрата продувної води окремо ПГ, т/ч по 2-у контуру

безперервне продування  

періодичне продування  

Не меншого 7,5

Не меншого 14,5


Продовження таблиці 1.7

Розрахунковий тиск теплоносія по, кгс/см2 

1 контуру

2 контуру  

180

80

Розрахункова температура теплоносія, оС

по 1 контуру

по 2 контуру,

350

300

Температура стінки елементів 1 і 2 контурів при проведенні гидровипробувань не менше, оС  

70

Тиск гидровипробувань на міцність по 1 контуру,  кгс/см2

250-2

Тиск гидровипробувань на міцність по 2 контуру,  кгс/см2

110±1

Місткість Пг, м3 

по 1 контуру

по 2 контуру

23,4

124,6

ПГ проводить суху  насичену пару при тиску пари 10кгс/смб. вологість пари не більше 0,2 на виході з ПГ забезпечується:

1) при рівні потужності РУ від 95 до 100% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня (по 1-но метровому рівнеміру), що допускається, не більш ± 50 мм;

2) при рівні потужності РУ від нуля до 95% Nном і номінальному рівні котельної води в ПГ при відхиленні рівня, що допускається (по 1-но метровому рівнемір) ± 150 мм.

Рисунок 1.4 - Технологічна схема парогенераторів


2 ЕКСПЕРИМЕНТАЛЬНА ЧАСТИНА

2.1 Модернізована схема водоживлення і продування ПГВ-1000

Зразковий об'єм робіт, який необхідно провести для усунення проектних недоліків систем обв'язування ПГ і їх ВКУ:

- організація в ПГ «сольового» відсіку, але із закладом всіх роздаткових труб під ПДЛ і профілізацію витрати по кожній роздаточній трубі;

- реконструкція вузла виведення продування з «сольового» відсіку. Продування виводиться однією лінією dy 50, причому лінія оснащується пристроєм, що знижує наслідки можливих гидроударів;

- реконструкція системи продування з розділенням ліній продування торців і «кишень» ПГ за допомогою електроприводної арматури. При реконструкції повинні бути змінені діаметри трубопроводів продування і проведена профілізація витрат по продувочним лініях. При реконструкції також повинні бути вирішені питання використання обмежувачів течі;

- після проведення реконструктивних робіт необхідно розробити систему регламентів продування ПГ, причому на різних рівнях потужності повинні бути різні регламенти продування. Свої регламенти продування повинні бути розроблені для пусків, зупинки блоку і для дренування. Для розробки регламенту продування потрібні теплохімічне випробування і дослідження режимів «повернення солей»;

- система продування повинна бути повністю автоматизована;

- повинне бути проведене хімічне відмивання з посиленим відмиванням зон локального скупчення шламу. Відмивання винне проводиться з використанням спеціальної установки, яка дозволяє відмивати зони суцільного зашломування при використанні тільки ЕДТК і аміаку, причому pН відмивочного розчину не повинен бути нижче 7-8;

- повинна бути реконструйована система вимірювання рівня з оснащенням «мінусових» ліній рівнемірів з базою 1000 мм спеціальними захисними пристроями, які забезпечують ідентичність свідчень рівнемірів з базою 1000 мм і 4000мм у всіх режимах експлуатації, у тому числі і в перехідних;

- повинні бути реконструйовані пристрої сепарацій ПГ;

- необхідно реконструювати систему випробувань МПП колекторів 1 контура ПГ і змінити регламент випробувань;

Всі перераховані роботи повинні проводиться в комплексі і взаємозв'язку один з одним.

2.2 Реконструкція ПГ

Оскільки реконструкції ПГ тільки плануються до виконання, ми розглянемо на прикладі 1 і 2 блоки Калінінської АЕС.

На Калінінській АЕС експлуатуються 2 блоки типа ВВЕР-1000, які оснащені парогенераторами ПГВ-1000. Проектний термін служби парогенераторів складає 30 років, напрацювання парогенераторів блоку 1 склала більше 110000 годин, напрацювання парогенераторів блоку 2 склала 100000 годин, таким чином, парогенератори блоку 1 і 2 Калінінської АЕС відпрацювали половину проектного ресурсу. Для забезпечення проектного напрацювання парогенераторів на Калінінській АЕС проводиться комплекс реконструктивних робіт.

Реакторна установка блоків 1 і 2 оснащена парогенераторами ПГВ-1000, які виготовлені на заводі імені Орджонікідзе в 1980-1982г. З моменту пуску блоку в 1984г. по теперішній час напрацювання парогенераторів 110000 годин на блоці 1 і близько 100000 годин на парогенераторах блоку 2. Парогенератори ПГВ-1000 мали своїм прототипом парогенератори, що застосовувалися на ВВЕР-440, які показали себе в експлуатації як стійка і маневрена конструкція. Тому при проектуванні ПГВ-1000 основні конструктивні рішення були запозичені у парогенераторів цієї серії. Оскільки парогенератори Калінінської АЕС практично були головними зразками (разом з ПГ НВАЕС і ЮУАЕС), то в процесі їх експлуатації виникли проблеми, які не повною мірою були вирішені на стадії проектування. Оскільки ПГВ-1000 несуть набагато інтенсивніші теплові навантаження, ніж ПГ ВВЕР-440, потрібно було вносити до конструкції і режимів роботи ПГ істотні зміни. За період експлуатації на парогенераторах і їх обв'язуванні проведений комплекс реконструктивних робіт, який дозволив зняти значну частину проблем. Також значний вплив на режими експлуатації ПГ надав проведення пуско-налагоджувальних робіт, особливо наладки режимів, пов'язаних з системою водоживлення парогенераторів. Оскільки основна живильна вода подається в ПГ за допомогою двох турбопитательних насосів (ТПН), то природно виникла необхідність у відробітку перехідних процесів, пов'язаних з відключенням одного з двох працюючих ТПН. Сукупність перехідних процесів на першому і другому контурі вимагала забезпечення відповідності швидкостей розвантаження 1 і 2 контури і збереження номінального рівня в ПГ.

Проектна схема водоживлення  і продування парогенераторів ПГВ-1000 передбачала роздачу живильної води під ПДЛ на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без урахування теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і що виникають в об'ємі котельної води парогенераторів контурів циркуляції. Значна частина живильної води         (до 80%) виходила разом з циркулюючою водою на ПДЛ. Тому про перетікання власне живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірним її розподілом можна говорити вельми умовно. Максимальне паротворення відбувається поблизу гарячого колектора, в теж час витрата живильної  води в цю зону недостатня для компенсації випару. Небаланс витрати  пари і живильної води (а також  постійний викид пароводяної суміші з цієї зони) заповнюється за рахунок перетікання води з сусідніх зон. У свою чергу, вода, що йде з цих зон, заповнюється на холодній половині ПГ в основному надмірною по відношенню до  паровиробництва живильною водою, а на гарячій половині значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливного каналу ПДЛ. З досліджень ОКБ ГП відоме, що в парогенераторі імовірно є три контури руху циркулюючої води:

1) частина води рухається під ПДЛ в нижній частині каналів між пакетами;

2) до неї додається вода що вийшла на ПДЛ через його отвори і що зливається переважно в холодний зливний канал ПДЛ між закраїною і корпусом ПГ (що бере участь в «поперечній» циркуляції з «гарячого» боку на «холодний»);

3) крім того, частина води із загальної кількості води, що вийшла на ПДЛ, замикає «подовжній» контур циркуляції між торцями і серединою ПГ.

Разом з центральною зоною ПГ певний дефіцит живильної води міг мати місце в торцевих зонах водяного об'єму, особливо в гарячому торці. Крім того, продувочні штуцера на корпусі ПГ (Dy80) майже на 3 м стоять від днища, і на цій ділянці подовжньому перетіканню до них з торця перешкоджає 4 ряди опор трубних пакетів. Тому, було висловлено припущення про наявність по довжині ПГВ-1000 зон неконтрольованого солевмісту, що перевищує солевміст продувочної води. Ці міркування були певною мірою підтверджені результатами сепарації і теплохімічних випробувань ПГВ-1000 на Калінінської АЕС. У об'ємі котельної води ПГ між колекторами теплоносія була виявлена зона високого солевмісту, солевміст якої значно перевищував параметри продувочної води, і продування цієї зони за допомогою штатних штуцерів продування було малоефективне. Аналогічні результати були отримані на НВ АЕС, у тому числі і з використанням комплексно. Результати проведених випробувань показали, що в продувну воду парогенератора поступало до 30-60 % живильної води і конденсату пари, також була виявлена низька ефективність продування ПГ від відкладень шламу.

В результаті, проведених на ряду АЕС теплохімічних і випробувань (зокрема з використанням кондуктометричних датчиків солевмісту і прямих відборів проб котельної води з різних зон ПГ) сепарації, отриманий характерний розподіл солей в об'ємі котельної води ПГ при його роботі під навантаженням. В результаті при експлуатації ПГ виникли наступні проблеми:

1) низька ефективність роботи системи продування, слабкий вплив продування на солевміст в районі «сольового мішка» (район, прилеглий до колекторів ПГ);

2) тривалий час усунень порушень ВХР;

3) неможливість забезпечити регулювання витрати по лініях продування;

4) забруднення штуцерів продування шламом;

5) накопичення великої кількості шламу на днищі ПГ;

6) поява свищів в трубопроводах продування за дросельними шайбами;

7) нормовані параметри ВХР в районі «клину» холодного колектора перевищували встановлені норми.

Рисунок 2.1 - Локальна зона скоплення шлама в объемі парогенераторів

В результаті перерахованих недоліків системи водоживлення і продування почався процес виходу з ладу теплообмінних трубок на парогенераторах 1 блоку Калінінської АЕС. Причому розподіл дефектів по висоті ПГ показує, що велика частина дефектів з'явилася у верхніх рядах теплообмінних трубок (у районах, прилеглих до «гарячого» колектора ПГ) і приблизно третина дефектів в самих нижніх рядах. Вірогідною причиною появи дефектів у верхніх рядах з'явилася корозія під дистанціонуючими гратами по механізму міжкрісталевого розтріскування, яка була спровокована високим солевмістом в «сольовому» мішку і частими зниженнями рівня нижче за верхні ряди трубок в період пуско-налагоджувальних робіт. Що приводило до концентрації домішок у відкладеннях під гратами із-за періодичного упарювання. Дефекти в нижніх рядах були викликані електрохімічною корозією багаточинника за системою «мідь-аустенітна сталь». З конденсатно-живильного тракту існує певне винесення міді (теплообмінні трубки конденсатора і ПНД на Калінінської АЕС виконані з сплавів, що вміщують мідь), яка потрапляє в ПГ у вигляді оксидів і розчинних аміачних комплексів, з подальшим відновленням до металу на теплообмінній поверхні ПГ. У зв'язку з тим, що проектна система продування не забезпечувала ефективне виведення шламу з ПГ, в процесі експлуатації пішов процес накопичення шламу на корпусі і в «кишенях» ПГ, а також росли відкладення, особливо на нижніх рядах теплообмінних трубок. Вміст міді у відкладеннях на теплообмінній поверхні (за даними аналізу соскобів з трубчатки в ППР) може перевищувати 15 % від загальної маси. В результаті на декількох десятках теплообмінних трубок з'явилися крізні дефекти типу «брак металу» із-за утворення корозійних виразок (з можливим розвитком тріщин на дні кратера виразок) на поверхні трубок з боку 2 контура. Перші роки експлуатації парогенераторів блоку 1 Калінінської АЕС були відмічені появою ознак протічки 1 контуру в другій. Керівництвом Калінінської АЕС спільно з Генеральним конструктором ПГ (ОКБ ГП) і Генеральним проектувальником (НІАЕП) були своєчасно прийняті заходи по усуненню причин виходу з ладу теплообмінних трубок ПГ.

Першим етапом реконструктивних робіт була реконструкція системи продування ПГ. Були проведені роботи по забезпеченню можливості регулювання витрат по лініях продування, ефективному продуванні «кишень» ПГ.

Була реалізована схема двухступеневого дроселювання, що дозволило здійснювати регулювання витрат по лініях продування і виключити шайби малого діаметру, що в сукупності із заміною частини трубопроводів продування на неіржавіючі зняло проблему появи свищів за дросельними шайбами.

З'явилася можливість контрольованого роздільного продування торців і «кишень» ПГ. З'явилася можливість ведення продування із зони «сольового» мішка (при періодичному продуванні «кишень»). Додатково лінії продування були оснащені замочною арматурою і системою подачі стислого повітря, які дозволили відновлювати прохідність штуцерів продування ПГ. На нашу думку якраз ці роботи дозволили понизити солевміст в районі клину «холодного» колектора, що в сукупності з «разневолюванням» колекторів дозволило Калінінської АЕС уникнути розтріскування «холодних» колекторів ПГ (випадок корозійного розтріскування «гарячого» колектора ПГ НВАЕС показав, що сталь 10гн2мф дійсно схильна до даного виду корозії при сприяючих чинниках). Таким чином, шляхом реконструктивних робіт вдалося декілька стабілізувати корозійний стан ПГ, але повністю зупинити процес виходу з ладу теплообмінних трубок не вдалося.

З 1986г. на АЕС, оснащених ПГВ-1000(ПГВ-1000М), почався процес виходу з ладу «холодних» колекторів ПГ. Концерном «Росенергоатом» спільно з Генеральним конструктором був розроблений комплекс заходів по усуненню причин виходу з ладу ПГ. Було запропоновано провести «разневолювання» колекторів ПГ і їх низькотемпературну обробку (НТО).

На Калінінській АЕС були послідовно проведені «розневолювання», яке полягало в проведенні робіт по збільшенню зазору між горловиною колектора 1 контуру і люком 2 контуру до 7 мм, оскільки при меншому зазорі відбувався процес «затискання» колектора 1 до. при розігріванні, що вело до появи в металі колекторів значної напруги, що провокує появу в перфорованій частині колектора тріщин, і двічі проведені низькотемпературні обробки кожного ПГ, що, ймовірно, збільшило ресурс колекторів парогенераторів.

1

2

Рисунок 2.2 - Колектор першого контура: 1 – витискач; 2- Місце "разневолювання" колекторів першого контура

Також був запропонований варіант реконструкції системи водоживлення і продування ПГ з організацією «сольового» відсіку, який пройшов комплекс випробувальних і налагоджувальних процедур на споріднених АЕС. З урахуванням процесу виходу з ладу теплообмінних трубок, що продовжувався, на ПГ Калінінської АЕС, керівництвом Калінінської АЕС було ухвалено рішення про початок реконструктивних робіт, хоча деякі ухвалені конструктивні рішення суперечили накопиченому Калінінської АЕС досвіду. Реалізація проекту проводилася на Калінінської АЕС спочатку на двох ПГ, що дозволило накопичити досвід експлуатації реконструйованих ПГ до реконструкції решти ПГ. Причому вже при первинній реконструкції були внесені зміни в проект в частині шайбування ліній продування торців ПГ, де були встановлені шайби діаметром 18 мм замість 6 мм за первинним проектом. Були розроблені регламенти продування, що дозволяють підтримувати ВХР в «сольовому» відсіку в рамках існуючих норм на «торці+кишені», контроль за ВХР «сольових» відсіків вівся щомісячно, (що не передбачалося проектом) разом з контролем «торців+кишень». При реконструктивних роботах було виконано:

1) заглушено 5 колекторів роздачі основної живильної води в «холодному» торці ПГ;

2) встановлена перегородка над і під ПДЛ;

3) у «гарячому» торці на ПДЛ прокладено додатково 4 колектори роздачі живильної води;

4) один з колекторів роздачі живильної води виведений на ПДЛ і розгорнений у бік «холодного» колектора;

5) об'єднані лінії продування «кишень» і торців ПГ;

6) лінія продування «кишень» ПГ, що звільнилася, задіяна під виведення продування «сольового» відсіку ПГ.

В результаті в «гарячому» торці ПГ виник надлишок живильної води по відношенню до його паровиробництва (близько 200 т/час при номінальному навантаженні) і виник її дефіцит в «холодному» торці, з якого і зроблений вузол виведення продування «сольового» відсіку, який утворюється завдяки перетіканню в район дефіциту живильної води котельної води з інших зон ПГ.

За даними ОКБ ГП при такому варіанті водоживлення характерний розподіл солей в ПГ змінився, а зона максимального солевмісту змістилася в «холодний» торець ПГ. Але проведені на Калінінській АЕС теплохімічні і випробування сепарацій не підтвердили цих даних, а також виявили цілий комплекс проблем, які довелося вирішувати:

1) після проведення реконструктивних робіт виникла необхідність модернізації системи вимірювання рівня у зв'язку з підвищенням рівня в «гарячому» торці ПГ і появою залежності свідчень зрівняльних судин в «гарячому» торці ПГ від витрати і температури живильної води;

2) з'явилася серйозна різниця в свідченнях ВУС в «гарячому» і «холодному» торці ПГ. ВУС в різних торцях ПГ і ВУС з різною базою по-різному поводилися в перехідних режимах. Проектна схема вимірювання рівня в ПГ побудована на двох типах зрівняльних судин (ВУС). Однокамерні ВУС з базою 4000 мм і двокамерні ВУС з базою 630 мм (1000мм). При такій побудові системи вимірювання рівня вимірюється масовий рівень, який прямо залежить від локальної щільності води (пароводяній суміші) в ПГ в зонах врізання імпульсних ліній рівнемірів. Після реконструкції системи водоживлення і продування щільність пароводяної суміші за об'ємом ПГ серйозно змінилася. Проблему вдалося вирішити повністю за допомогою послідовних реконструктивних робіт. В даний час всі рівнеміри з однією базою мають однакові свідчення, які  однозначно коливаються з свідченнями рівнемірів з іншими базами вимірювань. У перехідних режимах поведінка всіх рівнемірів ПГ ідентично.

Характеристики сепарацій ПГ після реконструкції водоживлення значно погіршали, що показав ряд випробувань сепарацій на Калінінській АЕС. Для відновлення проектних характеристик були проведені роботи по закриттю зазору між ПДЛ і корпусом ПГ з «гарячого» боку, а в ППР = 98,99 на блоці 1 виконані додаткова реконструкція колекторів роздачі живильної води, яка практично зняла проблему відновлення проектних характеристик сепарацій ПГ.

Невдале розташування додаткових колекторів роздачі живильної води в ПГ (прокладених при реконструкції системи водоживлення по ПДЛ) привело до появи гідроударів в живильному трубопроводі в перехідних і пускових режимах, виходу з ладу зворотних клапанів на трубопроводах подачі в ПГ основної живильної води. Усунути це явище вдалося тільки шляхом додаткової реконструкції колекторів роздачі живильної води із закладом всіх колекторів під ПДЛ.

Проектна схема модернізації продування ПГ виконана без урахування конструктивних особливостей ПГ і реальних можливостей системи спецводоотчистки продувочної води. В результаті експлуатації виникли наступні проблеми:

1) неможливість забезпечити достатню витрату для ефективного виведення солей з «сольового» відсіку ПГ;

2) локальне скупчення шламу між 2-4 дистанціонуючими гратами «гарячого» опускного каналу ПГ;

3) «забиття» штуцерів продування ПГ шламом;

4) зашламування трубопроводів продування.

Для вирішення цих проблем на Калінінської АЕС були проведені ряд додаткових реконструктивних робіт на системі продування ПГ. Вузлах виведення продування з ПГ, врізані додаткові штуцера продування, реконструйована система роздачі живильної води, проведений ряд реконструктивних робіт на системі продування ПГ з впровадженням нового типу дросельний-регулюючих пристроїв, розроблені нові регламенти продування (регламенти продування ПГ до досягнення блоком потужності 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при потужності блоку вище 15 відсотків від номінальної, регламент продування ПГ при занедбаності іонообмінної смоли від БОУ, регламент дренування ПГ в ППР з очищенням зон ПГ що слабо продуваються при роботі на потужності), проведена повна автоматизація процесів ведення режимів періодичного продування ПГ. Парогенератори блоків 1 і 2 були оснащені пробовідбором з різних зон ПГ, які дозволили вивчити розподіл солей в ПГ при різних режимах продування парогенераторів. Сукупність виконаних робіт дозволила усунути проектні недоліки.

Огляди ПГ в ППР і токовіхревої контролі теплообмінних трубок показали повну відсутність шламу на днищі і в районі 2-4 грати, повна відсутність неелектропровідних відкладень по всій глибині трубного пучка, локальні електропровідні відкладення виявляються лише на декількох десятках трубок кожного ПГ (навіть при практично 100 % контролі трубчатки). Питома забрудненість теплообмінних трубок 1 ПГ-3, на якому повністю реалізований весь комплекс робіт, знизилася (без проведення хімічних відмивань) за два роки в 8 разів. Питома забрудненість парогенераторів блоку 2 також знижується.

Серйозною проблемою експлуатації ПГ після модернізації водоживлення і продування стала проблема проведення хімічних відмивань ПГ, оскільки наявність локальних зон скупчення шламу і відкладень не дозволяли використовувати традиційні методи, викладені в інструкції ПГ (ОКБ ГП). Були два шляхи вирішення проблеми:

1) посилення реагентної дії із зниженням ph розчину;

2) створення установки, що дозволяє, використовуючи тільки ЕДТК і аміак відмити в ПГ локальні зони з суцільним зашламовуванням і повними «забиттям» відкладеннями міжтрубного простору.

Перший шлях Калінінської АЕС був, знехтуваний відразу, оскільки він міг спровокувати масовий вихід з ладу теплообмінних трубок ПГ і корозійне розтріскування колекторів і корпусу ПГ. На Калінінської АЕС вдалося створити установку і регламент хімічного відмивання, які дозволили без посилення реагентного складу відмивати парогенератори ефективніше.

Горячее днище (торец)

Холодное днище (торец)

Рисунок 2.3 - Схема модернізованої системи водоживлення ПГВ-1000

Всі ці заходи проводять для того, щоб устаткування АЕС в цілому, і парогенератор зокрема, прослужив довше, і без капремонтів. Найосновніше те, що грошові витрати на зміст ПГ стануть менші, оскільки промивка парогенератора проводиться 1 раз на 4 роки (цей термін встановлений Ген. Проектувальником ОКБ «Гідропрес» (м. Москва)), а витрати на одне продування складають 400-600 тис. гривень, а витрати на реконструкцію  складуть 9 млн. гривень.

2.3 Шляхи, методи й засоби підвищення надійності                                                         й продовження експлуатації пгв-1000

На п'ятьох атомних електростанціях Україні експлуатуються двоконтурні енергоблоки з реакторами ВВЕР-1000 і парогенераторами ПГВ-1000. Устаткування реакторного відділення виконане в Росії в 80-і роки минулого століття. Причому, реакторі й ПГ Южно-Української АЕС, поряд з устаткуванням Калінінської АЄС Росії, булі головними зразками встаткування даної потужності. Проектній рядків експлуатації основного встаткування був встановлень в 30 років. Однак до теперішнього часу віробіток ресурсу більшості ПГВ-1000 наближається до граничного. Виробіток ресурсу встаткування АЕС і неминучий вивід з експлуатації встаткування пиловугільних ТЕС, що достигнули граничного фізичного й морального зношування може привести до зниження загального резерву потужностей енергетики Україні до небезпечного рівня. Тому розробка заходів, спрямованих на підвищення безпечної й надійної роботі основного встаткування АЕС і продовження рядок експлуатації понад проектний є актуальнім завданням.

Досвід експлуатації із ВВЕР-1000 в Україні, Росії, Болгарії показавши, що основна причина позапланових остановів і зниження економічності блоку   порушення режиму роботі ПГ.

Парогенератор - найважливіша ділянка технологічної схемі АЄС і вузол перетинання двох контурів. У ПГ забезпечується передача теплоті, що виділяється в ядерному реакторі й сприйнята робітничим середовищем першого контуру, робочому тілу іншого контуру, енергія якого використується в паротурбінній установці.

Основні частини парогенератора: корпус із патрубками підведення води, відводу парі й виводу продування іншого контуру, розміщені усередині корпуси системі роздачі живильної води й сепарації парі, пучок теплообмінних трубок (трубна решітка ), приєднана до колекторів підвода й відводу теплоносія (робочого середовища першого контуру), дистанциніруючі елементи трубної решітки.

Надійність й ефективність роботі ПГ, як і будь-якого теплообмінного прибудую залежіть від властивостей використаних матеріалів, конструктивного рішення й водно-хімічного режиму експлуатації. Тому для продовження рядок експлуатації блоку понад проектний можливі два шляхи: удосконалення конструкції ПГ й оптимізація водно-хімічного режиму іншого контуру.

При виборі технічних рішень був використаній досвід теплової енергетики й узагальненій досвід експлуатації закордонних АЕС .

Парогенераторі ПГВ-1000, виготовлені котельнім заводом ім. Орджонікідзе, м. Подольськ (у цей час ВАТИ ЗІО), ставляться до іншого покоління ПГ. Основні конструкційні рішення по виконанню й розміщенню трубної системі теплоносія, систем подачі живильної води, продування й сепарації парі виконані аналогічно успішно працюючим ПГ першого покоління ( що працювали із ВВЕР-210 -365, -440).

Однак у зв'язку зі збільшенням теплової потужності й обмеження з розумів транспортування розмірів корпусу, у ПГВ-1000 приблизно вдвічі зросли робочі паронавантаження дзеркала випару й парового обсягу й, як наслідок, погіршилися умові гравітаційної сепарації.

Для вирівнювання швидкостей підйому парі по довжіні ПГ, що забезпечує зниження викиду пароводяної суміші в паровій обсяг, у водяному обсязі був передбаченій заглибній дірчастій лист (ЗДЛ) із закраїнами, а для зниження вологості парі - жалюзійній сепаратор.

Схема із ЗДЛ була теоретично й експериментально розроблена в ЦКТІ ім. І. В. Ползунова в 1938 р. стосовно до суднових парових котлів і не припускала використання жалюзійного сепаратора. У стаціонарних барабанних казанах вона успішно використалася ОРГРЕС, причому для забезпечення рівномірного відбору парі уздовж барабана застосовувався стельовій пароприємний щит.

У процесі експлуатації встановлено, що основною причиною змушених остановів блоків є порушення герметичності теплообмінних трубок парогенератора й поява тріщин у гарячому колекторі.

У ході досліджень, виконаних на Калінінської АЄС, було з'ясовано, що більша частина дефектів теплообмінніх трубок з’явилася у верхніх рядах (у районах, що прилягають до «гарячого» колектору ПГ) і приблизно третина дефектів у самих нижніх рядах. Імовірною причиною появі дефектів у верхніх рядах з’явилася корозія під дистанціонуючий решіткою по механізму міжкристалевого розтріскування, а дефекті в нижніх рядах булі викликані багатофакторною електрохімічною корозією по системі «мідь-аустенітна сталь».

Для дослідження механізму й причин утворення дефектів Національнім науковім центром «Харківський фізико-технічній інститут» булі випробувані відрізки трубної решітки, на яких булі виявлені дефекті у вигляді корозійних виразок і тріщин. Проведені мікрорентгеноспектральні дослідження показали, що у виразках утримується значна кількість міді (до 30 %), у деяких з них утримується також цинк. Заподій утворення дефектів досліджувалися на основі багатофакторного системного аналізу роботі іншого контуру.

Причина корозії - якість металу, присутність у живільній воді міді й цинку, нерівномірність сольовмісту води усередині корпуси ПГ і підвищення його наднормативного.

Засобами підвищення надійності трубної решітки є заміна сталі типові Х18Н10Т сталлю 08Х14МФ. Дослідження проведені після різних методик показали, що сталь 08Х14МФ не схильна до хлоридного корозійного розтріскування й міжкристалевої корозії у водних середовищах, що містіть хлориді й кисень. При температурах 20...350 ˚С зберігає високі пластичні характеристики й ударну в'язкість. Найважливішими перевагами є більше нізький коефіцієнт лінійного розширення, більш висока теплопровідність і відсутність у хімічному складі нікелю.

Причина появи тріщин у колекторі - поява в металі колектора значних напруг у наслідку малого зазору між горловиною колектора першого контуру й люком іншого контуру, тобто відбувався процес «защемлення» колектора. На Калінінської АЕС  послідовно проведені «разневолювання», що полягало в проведенні робіт зі збільшення зазору до 7 мм і двічі проведені низькотемпературні обробки шкірного ПГ. Цей захід імовірно, дозволити збільшити ресурс колекторів парогенераторів.

Проектна схема водоживлення й продування парогенераторів АЕС передбачала роздачу живильної води під заглибній дирчатий лист на «гарячу» сторону теплообмінного пучка без обліку теплових навантажень по довжині теплообмінних трубок і виникаючих в обсязі котлової води контурів циркуляції. При розробці ПГВ-1000 передбачалося що, у парогенераторі є три контури руху циркулюючої води.

При дослідженнях встановлено, що значна частина живильної води (до 80 %) виходила разом із циркулюючою водою на ПДЛ. При струмі живильної води по довжині ПГ у зв'язку з нерівномірнім її розподілом були невеликі. Максимальне пароутворення відбувалося поблизу гарячого колектора.

При цьому витрата живильної  води в цю зону є недостатньою для компенсації випару. Небаланс витрати  пари й живильної води заповнює за рахунок перетікання води із сусідніх зон. Вода, що йде з цих зон, заповнює на холодній половині ПГ в основному надлишковій стосовно паропродуктивності живильною водою, а на гарячій половини значною мірою за рахунок води, викинутої з гарячого зливального каналу ЗДЛ. Частина води рухається під ЗДЛ у ніжній частині каналів між пакетами, до неї додається вода, що вийшла на ЗДЛ через його відчини й зливається в холодний зливальний канал ЗДЛ між закраїной та корпусом ПГ ( що бере долю в «поперечній» циркуляції з «гарячої» сторони на «холодну») і частина води із загальної кількості води, що вийшла на ЗДЛ, замикає  «поздовжній» контур циркуляції між торцями й серединою ПГ.  Поряд із центральною зоною ПГ певний дефіцит живильної  води міг маті місце в торцевих зонах водяного обсягу, особливо в гарячому торці. У водяному обсязі ПГ, між колекторами теплоносія була виявлена зона, сольовміст якої значно перевищував параметри продувної води. Продування цієї зони й видалення з її відкладень шламу були малоефективні.

Утворення парі із зон з високим сольовмістом і недосконалою сепарацією приводили до підвищення сольовмісту парі й, як наслідок, порушенню роботі турбіні. Утворення шламу зніжувало теплопередачу від теплоносія до робочого тіла. Видалення відкладень шламу проводилося шляхом спеціально організованих промивань, які подовжували година простою й вимагали значних матеріальних витрат.

Для вирівнювання показників якості води усередині по довжіні ПГ і виключення застійних зон («кишень») підвищеного сольовмісту доцільно змініть систему водоживлення й продування ПГ із організацією «сольового» відсіку. А саме, зменшити кількість колекторів роздачі основної жівільної води в «холодному» торці ПГ і збільшити - в «гарячому» торці; з’єднати лінії продування «кишень» і торців ПГ.

У ПГВ-1000 була прийнята штатна сепараційна схема із ЗДЛ, постаченім закраїной довжиною 730 мм, що частково охоплювала теплообмінній пучок. Як показане віще, сепараційна схема включала жалюзійній сепаратора, що використався на всіх ПГ блоків попередніх поколінь. Однак через збільшене навантаження дзеркала випару вертикальній розмір сепаратора різко зріс. Це погіршило умові гравітаційної сепарації. Промислові випробування ПГВ-1000 головного блоку ВВЕР-1000 виявили нерозрахованій викид у паровій обсяг із зазору між корпусом ПГ і закраіной щита з боку гарячого колектора. У результаті вологість підвищилася вище нормованої. Для усунення викиду крайні виряджай жалюзі з боку гарячого колектора доцільно закриті відбивачем. Це рішення є оперативним тому що воно тільки усуває наслідки викидів але не його заподій. Відомо, що кращим способом запобігання викиду при існуючому компонуванні ЗДЛ є перекриття зазору між ЗДЛ і корпусом на гарячий стороні й виконання переливних вікон у закраіні. Заміна жалюзійного сепаратора стельовим дирчастим листом, що забезпечує  збільшення висоти парового обсягу з 750 мм до 1200 мм, поліпшує сепараційні характеристик ПГ і дозволити знизити вологість насиченої парі до нормативного. Парогенератор з модернізованой сепараційной схемою із ЗДЛ і пароприймальним щитом.

Для підвищення надійності роботи ПГ і продовження терміну служби понад нормативній необхідно посилити нормовані показники увідно-хімічного режиму експлуатації відповідно до діючимі в Росії, провести заміну існуючих ЗНД на ЗНД нового покоління, у яких трубні пучки виконані зі сталі 08х14мф не утримуючої міді й цинку.

Для підвищення експлутаційної надійності ПГ доцільно вчасно проводити контроль герметичності теплообмінних трубок й оцінку рівня їхнього ушкодження.

3 РОЗРАХУНОК ТЕПЛОВОЇ СХЕМИ ПАРОГЕНЕРАТОРА ДЛЯ  РЕАКТОРА ВВЕР-440

3.1 Вихідні дані

Парогенератори АЕС з реакторами, які охолоджуються  водою, виробляють насичену пару. Поверхня теплообміну парогенераторів виконується з аустенітної нержавіючої сталі. Труби з такої сталі промисловість випускає довжиною до 14 метрів. Використання для поверхні теплообміну труб з нержавіючої сталі сумісно тільки при мінімально допустимій товщині стінки δст згідно з умовами міцності. Для високого тиску теплоносія δст≤1,5 мм, а для середнього δ≤1,2 мм. За умовами технології виготовлення труби з нержавіючої сталі випускаються з найменшою товщиною 1,4 мм. Використання труб з товщиною стінки, яка є оптимальною за умовами зварювання(δст~2,5 мм), приведе до більшої  металоємкості, що недопустимо.  

Парогенератор для реактора ВВЕР-440 є однокорпусним з підтопленою поверхнею теплообміну.

Питома вода, яка входить в парогенератор, змішується з водою, яка знаходиться в корпусі, нагрівається до температури насичення за рахунок конденсації часткової кількості пари. Тому можна вважати, що температура робочого тіла в парогенераторі постійна і дорівнює температурі насичення. Якщо початкова температура теплоносія визначається умовами роботи реактора, то кінцева температура теплоносія повинна визначатись техніко-економічним розрахунком, також як і вибір Δtмін.

Поверхня теплообміну парогенераторів АЕС з ВВЕР проектується із запасом 20-25 % при наявності відкладення та зменшення коефіцієнта теплопередачі. Парогенератор для реактора ВВЕР-440 має горизонтальну конструкцію.

На підставі методичного керівництва та наведеної інформації прийняли вихідні дані, наведені в таблиці 3.1

Таблиця 3.1 – Вихідні дані

Найменування

Значення

Витрата води першого контура через ПГ, т/год∙103

5,6

Температура води першого контура на вході в ПГ, оС

297

Температура води першого контура на виході з ПГ, оС

267

Тиск води першого контура, МПа

12,26

Тиск води другого контура, МПа

4,61

Температура живильної води, оС

226

Величина продувки, %

1,0

Розмір труб поверхні теплообміну, мм

16×1,4

Матеріал труб поверхні теплообміну

Сталь 08Х18Н10Т

 

Визначаємо теплову потужність ПГ, КДж/с:

QПГ=G1∙(i1′-i2″)∙η,

де і1′, i1″ - ентальпія теплоносія у вхідному та вихідному патрубках       КДж/кг.

Значення і1′ та і1″ визначаємо по таблиці «Термодинамічні та теплофізичні властивості води і водяної пари» при t1′=297 оC та t1″=267 оC відповідно при Р=12,26 МПа:

і1′=1323,32 КДж/кг;

і1″=1168,79 КДж/кг.

де η - ККД парогенератора, приймаємо η=0,99.

QПГ=5,6∙(106/3600)∙(1323,32-1168,79)∙0,99=2,379∙105.

Визначаємо паровиробництво парогенератора (2-ий контур), кг/с:

QПГ=Д∙[(i2′-iПВ)+r]+ДПР∙(і2′-iПВ),

де Д-паровиробництво парогенератора;

     r-теплота пароутворення;

     ДПР-кількість продувочної води.

По тиску 2-го контура (Р=4,61МПа) за таблицею «Термодинамічні властивості води та водяної пари у стані насиченості» визначаємо:

tS=257,69 оC;

i2′=1123КДж/кг=1,123∙106 Дж/кг;

r=1672 КДж/кг=1,672 Дж/кг.

За таблицею визначаємо ентальпію живильної води при Р=4,61 МПа та tПВ=226 оС:

iПВ=694 КДж/кг=0,694∙106 Дж/кг.

Приймаємо величину продувки ПГ: ДПР=0,01Д, кг/с:

Д=QПГ/[(i2′-iПВ)∙1,02+r],

Д=2,379∙105/(1,123-0,694)∙103+1,676∙103=113.

Визначимо менший та більший температурний напір, оС:

ΔtБ=t1′-tS,

tБ=297-258=39

ΔtМ=t1″-tS,

tМ=267-258=9

Характерні зміни температури пара на поверхні теплообміну представлені на t-Q діаграмі (рис. 3.1):

Рисунок 3.1 -

Визначимо внутрішній діаметр труби, мм:

dВ=dН-2δ,

dВ=16-2∙1,4=13,2

Визначимо площу перерізу труби, м2:

FТР=π∙dВ2/4,

FТР= 3,14∙13,22/4=1,36∙10-4.

Задамося швидкістю теплоносія на вході в трубчатку, м/с:

W1ВХ=5.

Визначимо розрахункову кількість труб поверхні теплообміну, шт:

GВН=fВНW1ВХ1′,

де fВН=fТРn,

ν1′=1,376∙10-3 м3/кг, тоді

n=(Gν1′)/(FТРW1ВХ),

n=(1550∙1,376∙10-3)/(1,36∙10-4∙5)=3136.

Визначимо середній температурний напір поверхні теплообміну, оС:

ΔtБ=39 оС,

ΔtМ=9 оС,

ΔtСР=(ΔtБtМ)/2,3lg(ΔtБtМ),

tСР=(39-9)/2,3lg(39/9)=20,5.

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від теплоносія до стінки труби.

Середня температура теплоносія на ділянці, оС:

t1СР=(t1′+t1″)/2,

t1СР= (297+267)/2=282.

Фізичні параметри води при t1СР=282 оС і при Р=12,26 МПа:

- густина ρ1=756 кг/м3;

- коефіцієнт теплопровідності λ1=0,570 Вт/(м∙К);

- в’язкість μ1=95,5∙10-6 Па∙с;

- число Прандтля  Рr=0,89;

- питомий об’єм υ1=1,322∙10-3 м3/кг;

- швидкість теплоносія, м/с.

W1=(GМ∙υ1)/(FТРn),

W1= (1550∙1,322∙10-3)/(1,36∙10-4∙3136)=4,81.

Число Рейнольдса:

Re=(W1dВН)/(υ1∙μ1),

Re=(4,81∙0,0132)/(1,322∙10-3∙95,5∙10-3)=5,02∙105.

Визначаємо середній для ділянки коефіцієнт тепловіддачі від теплоносія до труби, Вт/(м2∙К):

α1=0,021∙(λ1/d)∙Re 0,8Pr 0,43,

α1=0,021∙(0,570/0,0132)∙(5,02∙105)0,8∙0,890,43=3,14∙104.

Термічний опір, (м2∙К)/Вт:

R1=1/α1=1/3,14∙104=3,18∙10-5.

Температура стінки, оС:

tСТ=t1CP-1/3∙(t1CP-tS),

tСТ= 282-1/3∙(282-258)=274.

Теплопровідність сталі 12Х18Н10Т при tCT=274 оС, Вт/(м∙К):

λCT=18,46.

Термічний опір стінки, м2∙К:

RCTCTCT,

RСТ=1,4∙10-3/18,46=7,58∙10-5.

Термічний опір окисних плівок, (м2∙К)/Вт:

2ROK=1,5∙10-5.

Сума термічних опорів, (м2∙К)/Вт:

R=R1+RCT+2ROK,

R=3,18∙10-5+7,58∙10-5+1,5∙10-5=12,26∙10-5.

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води у вхідному патрубку. Проведемо розрахунок методом послідовних наближень. Перше значення теплового потоку q для розрахунку беремо з діапазону:

q=(0,8÷0,9)∙ΔtБ/R,

q=(0,8÷0,9)∙39/(12,26∙10-5)=(2,5÷2,8)∙105(Вт/м2).

Приймаємо: q1′=2,6∙10 5 (Вт/м2).

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води, Вт/м2∙К:

α2′=(10,45/(3,3-0,0113∙(TS-373)))∙(q1′)0,7,

α2′= {10,45/[3,3-0,0113∙(531-373)]}∙(2,6∙105)0,7=42437 , Вт/м2∙К=0,42∙105.

Термічний опір, м2∙К/Вт:

R2′=1/α2′,

R2′=1/42437=2,38∙10-5.

Визначаємо коефіцієнт теплопередачі у вхідному патрубку.

Повний термічний опір у вхідному патрубку, м2∙К/Вт:

RПОВН″=R1′+R2′,

RПОВН=(12,26+2,38)∙105=14,64∙10-5.

Коефіцієнт теплопередачі у вхідному патрубку, Вт/м2∙К:

k1′=1/RПОВН,

k1′=1/(14,64∙10-5)=6830.

Питомий тепловий потік, Вт/м2:

qN′=k1′∙ΔtБ,

qN′= 6830∙39=266370.

Визначаємо відношення:

qN′/q1′=1,02<1,05.

Так як похибка розрахунку не перевищує 5%, тому приймаємо остаточно:

α2′=42437(Вт/м2∙К);

k1′=6830(Вт/м2∙К).

Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі та теплопередачі у вихідному патрубку. Визначаємо коефіцієнт тепловіддачі у вихідному патрубку. Перше значення теплового потоку для розрахунку приймаємо методом послідовних наближень:

q2′=0,6∙105(Вт/м2).

Визначимо коефіцієнт тепловіддачі від стінки труби до киплячої води, Вт/м2∙К:

α2″={10,45/[3,3-0,0113∙(TS-373)]}∙(q2’)0,7,

α2″={10,45/[3,3-0,0113(531-373)]}∙(0,6∙105)0,7=37837.

Термічний опір, м2∙К/Вт:

R2″=1/α2″,

R2″=1/37837=2,6∙10-5.

Визначимо коефіцієнт теплопередачі та повний термічний опір у вихідному патрубку, м2∙К/Вт:

RПОВН″=R+R2″,

RПОВН″= (12,26+2,6)∙10-5=14,86∙10-5.

Коефіцієнт теплопередачі у вихідному патрубку, Вт/м2∙К:

k2″=1/(14,86∙10-5)=6729.

Питомий тепловий потік у вихідному патрубку, Вт/м2:

qN″=k2″∙ΔtМ,

qN″= 6729∙9=60561.

Визначаємо відношення:

qN″/q2′=1,01<1,05.

Так як похибка розрахунку не перевищує 5 %, то приймаємо:

α2″=37837(Вт/м2∙К);

k2″=6729(Вт/м2∙К).

Відношення коефіцієнтів теплопередачі на вході та на виході:

kВХ/kВИХ=k1′/k2″=6830/6729=1,01<1,25,

тому коефіцієнт теплопередачі для всієї ділянки розраховуємо як середньоарифметичне двох значень k:

k=1/2∙(kВХ+kВИХ),

k=1/2∙(6830+6729)=6780(Вт/м2∙К)=6,780(КВт/м2∙К).

Визначаємо площу поверхні теплообміну, розрахункову довжину труб, розрахункову довжину середнього змійовика. Визначаємо розрахункову площу поверхні теплообміну, м2:

НР=QПГ/(kΔtСР),

HP= 2,379∙105/(6,780∙20,5)=1,71∙103.

Визначаємо середню розрахункову довжину труб, м:

LP=HP/(πdH),

LP=1,79·103/(3,14·0,016)=34∙103 .

Визначаємо розрахункову довжину одної труби середнього змійовика, м:

lp=LP/n,

lp= 34·103/3136=10,84.

Перерахуємо характеристики поверхні теплообміну з урахуванням коефіцієнту запасу:

КЗ=1,125.

Маса 1м труби 16·1,4 ml=0,6 кг/м. Площа поверхні теплообміну ПГ, м2:

Н=НР∙КЗ,

H=1,71·103·1,125=1,92·103.

Довжина труб ПГ, м:

LP=LP·KЗ,

LP=34·103·1,125=38,25·103.

Середня довжина одного змійовика, м:

l=lp·KЗ,

l=10,84·1,125=12,2.

Маса трубчатки, т:

lP=L·ml·10-3,

lP= 34·0,6=21,4.

Таким чином, розрахунок парогенератора для реактора ВВЕР-440 показав, що паровиробництво агрегата дорівнює: Д=113 кг/с або 407 т/ч. Парогенератор має горизонтальну компоновку. На один реактор в реакторному залі розміщують 6 парогенераторів, з яких насичена пара надходить на 2 турбіни К-220-44/3600. 

4 ОХОРОНА ПРАЦІ І НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА

4.1 Загальні питання охорони праці

Охорона праці – це система правових, соціально-економічних, організаційно-технічних, санітарно-гігієнічних і лікувально-профілактичних заходів та засобів, спрямованих  на збереження життя, здоров'я і працездатності  людини у процесі трудової діяльності [1].

Повністю безпечних і нешкідливих виробництв не існує. Базовою метою безпеки атомних станцій є захист персоналу, населення і навколишнього природного середовища від неприпустимого радіаційного впливу при введені в експлуатацію, експлуатації і знятті з експлуатації атомних станцій [2].

4.1.1 Поняття про безпеку атомних станцій

Базова мета безпеки АС досягається шляхом реалізації радіологічної і технічної мети безпеки.

Радіологічна мета – це неперевищення встановлених санітарними нормами меж радіаційного впливу на персонал, населення і навколишнє природне середовище при нормальній експлуатації, порушеннях нормальної експлуатації і проектних аваріях. При цьому забезпечуються умови, щоб указаний радіаційний вплив перебував на мінімально можливому рівні з урахуванням економічних і соціальних факторів.

Технічна мета - це реалізація технічних і організаційних заходів, спрямованих на запобігання аваріям на АС і обмеження їх наслідків, а радіаційні наслідки аварії, що враховуються в проекті, не повинні перевищувати встановлених нормативними документами меж.

4.1.2 Перелік небезпечних і шкідливих факторів, що виникають при експлуатації АЕС

Перелік небезпечних і шкідливих факторів які виникають при експлуатації АЕС наведені у таблиці 4.1 згідно з [3].

Таблиця 4.1 - Перелік шкідливих і небезпечних виробничих факторів

Шкідливі й небезпечні виробничі фактори

Джерела               виникнення

Заходи щодо зниження рівня   їхнього впливу

Проникаюча радіація

Реактор

Біологічний захист, захисний  ковпак, бетонна шахта, оболонка захисна (зовнішня та внутрішня), трубопроводи першого контуру, автоматизація процесів.

Теплове випромінювання

Реактор, паро-генератор

Шахта з тепловим екраном реактора, установка кондиціонерів у приміщенні

Високий тиск пари

Реактор, паро-генератор, трубопроводи

Проведення гідравлічних випробувань, автоматична система   регулювання, запобіжні клапани

Вібрація

Дутьєві венти-лятори, насоси, димососи

Використання засобів дистанційного керування, ЗІЗ, віброізоляція, віброгасіння


Продовження таблиці 4.1

Шум

Дутьєві венти-лятори, насоси, димососи

Використання кожухів, огороджень, об'ємних поглиначів, ЗІЗ

Електричний струм

Електро-проводка

Ізоляція

4.2 Промислова санітарія

Основною загрозою для обслуговуючого персоналу АЕС є проникаюча радіація. Проникаюча радіація представляє собою – заряджені частки, які проникають у тканині організму та викликають хімічну модифікацію важливих у біологічному відношенні молекул, необхідних для нормального функціонування клітки людини. Ці зміни  можуть з'явитися причиною негайної загибелі кліток, або такі зміни в них можуть призвести до раку.

Експлуатаційний персонал (обхідники) виконують фізичну роботу з енерговитратами організму 200-250 ккал/г, що згідно [4], ставиться до середньої важкості робіт – категорія II-а. Ця робота пов'язана з ходьбою та переносом невеликих (до 10 кг) тягарів.

Оператори щита керування виконують роботу з енерговитратами організму 100 - 150 ккал/г, що згідно [4] ставиться до I-б категорії. Це сидяча або пов'язана з ходьбою робота, що не вимагає систематичної фізичної напруги або підняття і переносу тягарів.

4.2.1 Метеорологічні умови

Метеорологічні умови (температура повітря, вологість і швидкість руху повітря), що відповідають [4] з урахуванням категорії важкості робіт наведені в таблиці 4.2.

Таблиця 4.2 – Оптимальні значення параметрів метеорологічних умов

Приміщення

Категорія

ваги роботи

Відносна вологість повітря,                                                                                                               %

Температура

повітря, ˚С

Швидкість руху повітря, м/с

Холодний  період

Теплий  період

Холодний  період

Теплий

період

Реакторна установка, машинне відділення

Середньої важкості II-a

40-60

18-20

21-23

0,2

0,3

Щит керування

Легка  I-б

40-60

21-23

22-24

0,1

0,2

4.2.2 Вентиляція й опалення

Для забезпечення нормованих параметрів мікроклімату, згідно        СНіП 2.04.05-92 [5], передбачена система вентиляції та опалення.

Система опалення для щита керування – водяне опалення  з ребристими трубами, радіаторами, конвекторами. Для реакторного відділення опалення не передбачається, тому що підтримка необхідних температур повітря відбувається за рахунок наявних надлишків теплоти при роботі реактора.

У реакторному та машинному відділенні застосовується механічна припливно-витяжна вентиляція з витяжкою повітря з верхньої зони за рахунок підсмоктувань повітря у вентиляційну шахту з наступним очищенням його в спеціальних фільтрах, тільки після цього воно направляється у вентиляційну трубу.

У приміщенні щитів керування передбачена штучна припливно-витяжна вентиляція з подачею та очищенням повітря.

4.2.3 Виробниче освітлення

При освітленні виробничих приміщень використовується природне освітлення, штучне та сполучене, при якому природне освітлення  доповнюється штучним. У виробничих приміщеннях природне освітлення бічне, одностороннє. Штучне здійснюється газорозрядними лампами й лампами накалювання. Також передбачене аварійне і евакуаційне освітлення.

Величиною для розрахунку природного освітлення є коефіцієнт природного освітлення (КПО).

Згідно  ДБН В 2.5-28-2006 [6] КПО нормується залежно від характеристики зорової роботи.

Розряд зорової роботи для операторів щита керування – IV, прийнятий залежно від величини мінімального об'єкта розрізнення (0,5-1мм).

Розряд зорової роботи для обхідників – VI, прийнятий залежно від величини мінімального об'єкта розрізнення (від 1-5 мм).

Для III світлового пояса згідно[6]:

- енІІІ = 1,5 – для щита керування;

- енІІІ = 0,7 – для реакторного й машинного відділення.

Оскільки щит керування встановлений в IV світловому поясі, то КПО:

 

    енІV = енІІІ · m · c = 1,5 · 0,9 ·1 = 1,35                                   (4.1)

Оскільки машинне відділення встановлено в IV світловому поясі, то КПО:

енІV = енІІІ · m · c = 0,7 · 0,9 ·1 = 0,63                                 (4.2)        

                                                                          

де m = 0,9 – коефіцієнт світлового клімату;

             с = 1 – коефіцієнт сонячного клімату.

Таблиця 4.3 – Характеристика виробничого освітлення

Приміщення

Характе-

ристика зорової

роботи

Розряд зорової роботи

КПО, %

Штучне висвітлення

Систе-ма освітле-ння

Тип лам-пи

Нор-мова-не освіт-лення, лк

Тип світи-льни-ків

Реакторна установка,      машинне відділення

Груба, мала   точність

VI

0,63

Комбі-нована

Лам-пи ЛБ–40

150

ПВЛ1-

2 40

Щит    управління

Середня точність

IV

1,35

Місцева

Лампи

ЛБ-40

250

ПВЛ1-

2 40

Аварійне освітлення влаштовують для продовження роботи в тих випадках, коли раптове відключення робочого освітлення не дозволяє нормально обслуговувати обладнання. Найменша освітленість робочих поверхонь, що вимагають обслуговування при аварійному режимі, повинна становити 5 % від загальної освітленості, але не менш 2 лк усередині приміщення та не менш 1 лк на території.

Евакуаційне освітлення передбачається для евакуації людей із приміщення при аварійному відключенні робочого освітлення, у місцях небезпечних для проходу людей: на сходових клітках, уздовж основних проходів приміщень, біля щитів керування, у насосних приміщеннях, у приміщеннях для парогенераторів і компенсаторів тиску.

Для аварійного і евакуаційного освітлення застосовують лампи накалювання.

У неробочий час, що збігається з темним часом доби необхідно забезпечити охоронне освітлення. При відсутності спеціальних технічних засобів охорони воно повинне становити 0,5 лк.

4.2.4 Шум і вібрація

Джерелами шуму й вібрації відповідно до ГОСТ 12.1.003-83 ССБТ [7] є вентилятори, насоси, а також парогенератори. Норми припустимого рівня шуму представлені в таблиці 4.4.

Таблиця 4.4 - Припустимі рівні шуму

Приміщення

Рівні звуку та еквівалентні рівні звуку, дБА

Щит керування

60

Реакторне відділення

60

Машинне відділення

80

З метою зменшення впливу шуму застосовують наступні заходи:

Для колективного захисту застосовуються:

1) акустичні засоби й методи:

    а) звукоізоляція (кожухи, кабіни, огородження);

    б) звукопоглинання (облицювання стелі й стін, об'ємні поглиначі в стельовій частині);

2) архітектурно-планувальні рішення (раціональне розміщення обладнання, що виступають джерелами шуму в приміщенні);

3) організаційно-технічні методи:

    а) застосування малошумних машин;

    б) своєчасне проведення ремонтів;

    в) раціональний режим праці й відпочинку.

До засобів індивідуального захисту ( ЗІЗ ) ставляться:

  1.  вкладиші  (беруші);
  2.  навушники.

Вібрація на установці, що обслуговується, відноситься до 3-ої категорії загальної вібрації-технологічної.

Засоби захисту від вібрації подразділяються на інженерно-технічні заходи (використання дистанційного керування, вібродемпфування, віброгасіння, віброізоляція) і організаційно-технічні методи (якісний монтаж, проведення своєчасних ремонтів).

До ЗІЗ від вібрації відносяться: застосування рукавичок, віброзахисних прокладок, спецвзуття, килимів. Також необхідне дотримання раціонального режиму праці й відпочинку.

4.3 Пожежна безпека АЕС

Відповідно до ГОСТ 12.1.004-91. ССБТ [10] передбачено три системи: система запобігання пожежі, система пожежного захисту, система технічно-організаційних заходів.

Причиною пожеж і вибухів є несправність електроустаткування, самозаймання горючих речовин, іскри при електро- і газозварювальних роботах, порушення технологічного режиму.

Категорія проектованого об'єкта по вибухо-пожежонебезпечності прийнята згідно НАПБ Б. 07.005-86 [11].

Категорії приміщень по вибуховій, вибухопожежній та пожежній небезпеці наведені в таблиці 4.5.

Тип вогнестійкості будинку визначений згідно ДБН В.1.1-7-02 [12].

Таблиця 4.5 - Перелік протипожежних заходів

Приміщення

Категорія

приміщення

по вибухопоже-жонебезпечності

Вогнестійкість споруди

Найменування, тип

Реакторна       установка

А

II

Автоматизована система пожежогасіння

Машинне

відділення

Г

II

Пожежний щит, вогнегасники

Щит керування

В

II

Вогнегасник ВВК-25

Будівля станції захищена від ударів блискавки блискавковідводом, що складається з опори труби, блискавкоприймача, струмопровода й заземлення. Тип зони захисту А, категорія I згідно ДСТУ Б В.25-38: 2008 [13].

4.4 Дія АЕС на навколишнє середовище

Дія АЕС на навколишнє середовище згідно з [14] зображена на рис. 4.5:

Рисунок 4.- Загальна схема дії АЕС на навколишнє середовище

Виділення енергії в процесі регульованої ланцюгової реакції ділення атомів урану, торія і плутонію відбувається в ядерному реакторі (Р) в його активній зоні. Майже вся енергія ядерної реакції передається теплоносію.

Прямому виходу радіоактивних відходів в оточуючу середовище запобігає багатоступінчатою системою радіаційного захисту, діючого як в умовах нормальної експлуатації, так і при аварійних ситуаціях. При нормальній експлуатації АЕС радіоактивність контуру ядерного реактора обумовлена активізацією продуктів ділення та проникненням їх в теплоносій.

Систематичний  нагляд за дією АЕС на водне середовище при нормальній експлуатації не виявив істотних змін природного радіоактивного фону. Згідно з Правилами ядерної безпеки АЕС МАГАТЕ проекти всіх систем з урахуванням поширення викидів при аваріях на АЕС встановлюються санітарно-захисні зони.

Основне тепловиділення АЕС в оточуюче середовище, як і на ТЕС, відбувається в конденсаторах паротурбінних установок.

Майже на усіх нових АЕС передбачені градирні, в яких тепло відводиться безпосередньо в атмосферу. Після  градирні охолоджуюча вода потрапляє в ставок-охолоджувач – це водоймище відособленого водокористування, призначене для забезпечення замкнутої системи водопостачання АЕС.

Найскладнішою екологічною проблемою при експлуатації АЕС є поховання великотоннажних радіоактивних відходів. Передбачається декілька варіантів поховання устаткування: приміщення всіх забруднених радіоактивних елементів в шахтні вироблення поховання лише найбільш забруднених наведеною радіоактивністю елементів з повторним використовуванням решти корисних ізотопів відпрацьованого ядерного палива.

4.5 Індивідуальне завдання

4.5.1 Норми радіаційної безпеки

Згідно Закону України «Про захист людини від впливу іонізуючого випромінювання [8] встановлені основні дози опромінення населення та обслуговуючого персоналу».

Основна дозова межа індивідуального опромінення населення не повинна перевищувати 1 мілізіверта ефективної дози опромінення за рік, при цьому середньорічні ефективні дози опромінення людини, віднесеної до критичної групи, не повинні перевищувати основних дозових меж опромінення незалежно від умов та шляхів формування цих доз.

Дозові межі індивідуального опромінення населення та критерії щільності забруднення грунтів на території, що зазнала радіоактивного забруднення внаслідок Чорнобильської катастрофи, визначаються законами України та іншими нормативно-правовими актами.

Основна дозова межа індивідуального опромінення персоналу об'єктів, на яких здійснюється практична діяльність, введених в експлуатацію після набрання чинності [8], не повинна перевищувати 20 мілізівертів ефективної дози опромінення на рік, при цьому допускається її збільшення до 50 мілізівертів за умови, що середньорічна доза опромінення протягом п'яти років підряд не перевищує 20 мілізівертів.

Основна дозова межа індивідуального опромінення персоналу об'єктів,  на яких здійснюється практична діяльність, введених в експлуатацію до набрання чинності [8], не повинна перевищувати 50 мілізівертів ефективної дози опромінення за будь-які 12 місяців роботи підряд, з поступовим зменшенням дозової межі опромінення до 20 мілізівертів за рік протягом перехідного періоду.

Тривалість перехідного періоду визначається органом державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки для конкретних умов практичної діяльності.

4.5.2 Правила експлуатації АЕС

Атомна станція задовольняє вимогам безпеки, якщо за рахунок забезпечених у проекті фізичних властивостей ядерної енергетичної установки (ЯЕУ), передбачених проектом технічних засобів і розроблених організаційно-технічних заходів, ефекти її теплового, хімічного, механічного, радіаційного й іншого впливів на персонал, населення й навколишнє середовище при всіх режимах нормальної эксплуатації і проектних аваріях не перевищують встановлених у нормативах або проекті граничних значень величин і характеристик ефектів цих впливів, а вжиті заходи по обмеженню впливів при запроектних або гіпотетичних аваріях забезпечують зниження ефектів впливів до прийнятних, розумно малих значень.

Безпека АС забезпечується за рахунок заходів по:

1) попередженню можливості виникнення небезпечних станів або режимів при проектуванні та спорудженні АС;

2) запобіганню розвитку небезпечних станів і режимів за рамки меж і умов безпечної експлуатації – при роботі АС;

3) тимчасовому обмеженню небезпечних процесів і їх шкідливих впливів при аварійних ситуаціях і режимах АС;

4) локалізації майже всіх шкідливих речовин, що вийшли за встановлені в проекті границі небезпечних зон в результаті аварії;

5) забезпеченню умов для приведення установки після закінчення експлуатаційних кампаній або аварій у безпечний стан;

6) забезпеченню умов придатних для перезарузки палива, ремонтів, тривалого зберігання її частин і елементів, консервації або зняття з експлуатації.

Безпека АС заснована на застосуванні і використанні:

1) локалізуючих системи безпеки – подвійної захисної оболонки ,фільтрів-пасток для очищення аварійних радіаційних викидів з під оболонки, пристроїв захисту контуру локалізації від впливу розплаву палива;

2) функціональної разнопринципності, що передбачає використання взаєморезервуючих пасивних і активних систем для виконання критичних функцій безпеки, що забезпечує необхідний ступінь захисту від відмов із загальної причини й помилкових дій персоналу. Це передбачає застосування систем раннього виявлення несправності та ушкодження використовуючи системи діагностики технологічних процесів, стану устаткування, трубопроводів;

3) розвиток систем помилок персоналу, що забезпечують зменшення, у результаті збільшення обсягу автоматизації технологічних процесів, застосування сучасної елементної бази в автоматизованих системах керування, застосування систем підтримки оператора і посилення ступеня захисту від ушкоджень електричним струмом;

4) удосконалювання компонувальніх рішень із метою збільшення незалежності систем, важливих для безпеки, і підвищення стійкості АЕС при зовнішніх впливах.

Весь персонал АЕС повинен не рідше 1 разу в рік проходити медичний огляд.

Проект атомної станції повинен базуватися на стратегії глибокоешелонованого захисту, при цьому має бути забезпечено запобігання:

- порушення цілісності фізичних бар’єрів;

- відмов фізичних бар'єрів при розглянутих вихідних подіях;

- відмов фізичних бар'єрів внаслідок відмови інших бар'єрів;

- відмови фізичних бар'єрів за загальною причиною.

Особлива увага повинна приділятися вихідним подіям, здатним призвести до відмови декількох фізичних бар'єрів. До їх числа, зокрема, відносяться пожежі, затоплення, землетруси, вибухи, падіння літака.

У проекті АС повинні бути передбачені технічні засоби та організаційні захди, спрямовані на запобігання порушень меж і умов безпечної експлуатації енергоблоку.

Відповідно до принципу глибокоешелонованого захисту в проекті АС повинні бути передбачені системи та елементи безпеки, призначені для:

- аварійної зупинки РУ і підтримка реактора в підкритичному стані;

- аварійного відведення тепла;

- запобігання або обмеження поширення радіоактивних речовин, що виділяються при аваріях, за передбачені проектом кордони.

Системи і елементи безпеки повинні проектуватися з урахуванням принципів

- резервування;

- різноманіття;

- фізичного розподілу;

- одиничної відмови.

Слід прагнути до максимального використання пасивних пристроїв у системах елементах безпеки, властивостей внутрішньої самозахищеності РУ (саморегулювання, теплова інерційність, тепловідводу за рахунок природної циркуляції та інших природних процесів).

У проекті АС повинні бути передбачені технічні засоби та організаційні заходи, спрямовані на запобігання проектних аварій та обмеження їх наслідків і забезпечення безпеки при будь-якій врахованій проектом вихідній події з накладенням однієї незалежної від вихідної події відмови будь-якого елемента систем безпеки (активного чи пасивного, що має механічні рухомі частини), або однієї незалежної від вихідної події помилки персоналу.

В окремих випадках, коли показаний високий рівень надійності вказаних вище елементів або систем, до яких вони входять або в період виведення елементу з роботи на встановлений час для технічного обслуговування і ремонту, їх відмови можуть не враховуватися. Рівень надійності вважається високим, якщо показники надійності таких елементів не нижче показників надійності пасивних елементів систем безпеки, що не мають рухомих частин, відмови яких не враховуються зважаючи на їх малу ймовірність. Допустимий час виведення елементу з роботи для технічного обслуговування і ремонту визначається на основі аналізу надійності системи, в яку він входить.

Додатково до однієї незалежної від вихідної події відмови одного з перерахованих вище елементів повинні бути враховані призводящі до порушення меж безпечної експлуатації відмови елементів, що не виявляються та впливають на розвиток аварій.

Проект АС повинен містити дані за показниками надійності систем і елементів безпеки і систем та елементів, важливих для безпеки, віднесених до класів 1 і 2. Аналіз надійності проводиться з урахуванням відмов із загальної причини і помилок персоналу.

У проекті для конструкцій, систем і елементів, важливих для безпеки,      повинні забезпечуватися показники надійності, що дозволяють виконувати необхідні функції безпеки з урахуванням погіршення характеристик зазначених конструкцій, систем та елементів в результаті старіння та зносу.

У проекті енергоблоку мають бути розглянуті і обґрунтовані заходи щодо попередження та захисту систем і елементів, що виконують функції безпеки, від відмов із загальної причини.

Багатоцільове використання систем і елементів безпеки повинно бути обґрунтовано в проекті АС. Поєднання функцій безпеки з функціями нормальної експлуатації не повинно призводити до порушення вимог забезпечення безпеки АС і зниження надійності систем і елементів, що виконують функції безпеки.

У проекті АС і ЗАБ повинні бути встановлені і обґрунтовані:

- межі та умови безпечної експлуатації;

- експлуатаційні межі та обмеження в разі неготовності (відмови) систем безпеки;

- вимоги до проведення робіт з технічного обслуговування, ремонту обладнання, відповідним перевіркам і випробуванням;

- проектний термін експлуатації енергоблоку, його окремих систем і       елементів.

Для систем та елементів, важливих для безпеки, повинні бути передбачені в проектній та експлуатаційній документації умови, методи та технічні засоби для проведення:

- перевірки працездатності систем і елементів (включаючи пристрої, розташовані всередині реактора);

- оцінки залишкового ресурсу і заміни обладнання, що відпрацювало свій ресурс;

- випробувань систем та елементів на відповідність проектним показникам;

- перевірки проходження і послідовності сигналів на включення (відключення) обладнання, у тому числі перехід на аварійні джерела енергопостачання;

- періодичного або безперервного контролю стану металу і зварних з'єднань обладнання та трубопроводів;

- перевірки метрологічних характеристик вимірювальних каналів на відповідність проектним вимогам.

Приміщення щита керування відносять до приміщень без підвищеної небезпеки по враженню людей електричним струмом.

Основні організаційні й технічні засоби захисту від поразки людини електричним струмом передбачені в ПБЕЕС [9].

До організаційних засобів відноситься - призначення відповідної особи за електрогосподарство, навчання персоналу залежно від виду використовуваного ними обладнання, використання засобів індивідуального захисту.

До технічних засобів відноситься - застосування захисного заземлення, занулення, забезпечення неприступності струмоведучих частин електроустановок.

Для забезпечення безпеки технологічного процесу обрані наступні контрольно-вимірювальні прилади: автоматичний регулятор живлення, заснований на принципі спрацьовування при підвищенні або зниженні тиску води на виході з реактору, термопари на захисному каркасі, водовказівні прилади прямої дії (акустичний рівнемір типу ЛУНА-1), манометри, встановлені на парогенераторі, блок захисних труб, нейтронно вимірювальний канал.

Відповідальність експлуатуючої організації (ЕО) визначається законодавством України. ЕО (ліцензіат) несе всю повноту відповідальності за радіаційний захист та безпеку ЯУ незалежно від діяльності та відповідальності постачальників і органів державного регулювання ядерної та радіаційної безпеки відповідно до статті 32 Закону України "Про використання ядерної енергії та радіаційну безпеку".

ЕО відповідає за накопичення та узагальнення досвіду експлуатації, розробку та реалізацію єдиної технічної політики на АС.

ЕО повинна проводити моніторинг і здійснювати постійний аналіз безпеки діючих енергоблоків. У разі потреби ЕО розробляє та реалізовує проекти їх модернізації з метою підвищення безпеки.

ЕО повинна мати достатні фінансові і матеріальні ресурси для виконання покладених на неї функцій.

ЕО повинна забезпечити набір і підготовку достатньої і необхідної кількості керівників і фахівців, кваліфікація яких забезпечує виконання функцій, покладених на ЕО.

ЕО призначає адміністрацію АС, призначає в установленому порядку її керівників, визначає їх кваліфікацію, повноваження та обов'язки

5 ЦИВІЛЬНИЙ ЗАХИСТ

Цивільна оборона України (ЦО) – це державна система органів, управління та сил для організації і здійснення заходів щодо захисту населення від впливу наслідків надзвичайних ситуацій (НС) [44].

В дипломному розділі розглянуто питання: «Дії сил цивільної оборони при ліквідації наслідків стихійних лих».

Мета роботи – характеристика основних стихійних лих та характеристика дій сил цивільної оборони при їх ліквідації.

У більшості випадків стихійні лиха супроводжуються загибеллю матеріальних цінностей, а іноді і людськими втратами. Тому при ліквідації наслідків стихійних лих основним завданням сил цивільна оборона (ЦО) є врятування людей і (по можливості) матеріальних цінностей. Успіх дій формувань багато в чому залежить від своєчасної організації і проведення розвідки й обліку конкретних умов обстановки. Оскільки стихійні лиха виникають раптово, оповіщення о.с. формувань, їх укомплектування і створення угруповань сил ЦО повинні проводитися в найкоротший термін. Виступ формувань з районів збору в райони дій повинен здійснюватися з максимально можливою швидкістю. Командири формувань у районах робіт повинні постійно знати обстановку і, у відповідності  з її зміною, уточнювати раніше поставлені чи ставити нові завдання підрозділам [45].

Прогнозування загрози повеней дозволяє вчасно здійснити комплекс попереджувальних заходів, які значно знижують можливі збитки, а також створити сприятливі умови для проведення рятувальних та інших невідкладних робіт у зонах затоплення. Зміст цих заходів і їх обсяг визначаються часом попередження повені.

Так, масштаби повеней, які викликаються весняними водами, можна прогнозувати за місяць і навіть більше завдяки постійним спостереженням органами гідрометеослужби, визначенню висоти снігового покриву і встановленню залежності виникнення повені від нього, визначенню запасів вологи в ґрунті, знанню строків скресання річок, температури повітря в період паводку тощо. Отже, можна заздалегідь провести протипаводкові заходи.

При паводках, які викликаються заторами, час попередження звичайно обчислюється декількома годинами, тобто він значно менший, ніж у розглянутому вище випадку. Але з огляду на те, що місця постійних заторів звичайно відомі, запобіжні заходи можна вжити задовго до льодоходу.

Паводки, які викликаються випаданням рясних злив та інтенсивним таненням льодовиків, прогнозуються на основі багаторічних спостережень.

Про майбутню небезпеку повені чи селевого потоку оповіщаються всі організації і населення. Начальники, штаби і служби ЦО приводять у готовність формування, які залучаються до ведення боротьби зі стихійним лихом, ставлять їм завдання, вказують послідовність, способи і терміни їх виконання, уточнюють питання взаємодії й організовують управління.

Для виявлення й уточнення обстановки організовується розвідка. Найбільш оперативною є повітряна, яка до того ж дає можливість одержання інформації про значні території. Більш точний стан поблизу гребель і мостів визначають, використовуючи дані наземної розвідки [45].

У населених пунктах і на об’єктах, яким загрожує затоплення, виставляються рятувальні пости зі складу формувань і встановлюється зв'язок з ними. Для захисту мостів, гребель, водозабірних та інших споруд виділяються аварійні команди. У місцях, де можливі затори льоду, установлюється цілодобове чергування команд підривників. За рішенням місцевих органів влади можуть бути проведені: завчасна евакуація населення, вивезення матеріальних цінностей і відгін сільськогосподарських тварин у безпечні місця [45].

Про початок і порядок евакуації керівний склад ЦО оповіщає населення по місцевих каналах радіотрансляції і телебачення, через адміністрацію ОГ і домоуправління. У випадку раптових паводків попередження населення здійснюється всіма наявними технічними засобами, включаючи і гучномовні рухливі установки.

Успіх у проведенні рятувальних робіт залежить від того, наскільки оперативно організована розвідка, швидко і повно оцінена сформована обстановка, вчасно організовані дії сил і чітке управління ними.

Урагани, володіючи великою руйнівною силою, можуть задати населенню і народному господарству серйозних матеріальних збитків і нерідко призводять до загибелі людей. Виникають вони в результаті різкого порушення рівноваги в атмосфері, що виявляється в незвичайних умовах циркуляції повітря.

При ураганах обриваються електричні проводи на опорах, порушується телефонний і телеграфний зв'язок, зриваються покрівлі з житлових будинків, виробничих будинків і тваринницьких ферм, виникають різні пошкодження, аварії, пожежі [45].

У зонах ураганів у період їх виникнення за вказівками органів влади оповіщається населення і приводяться до готовності формування, виділені для ліквідації наслідків стихійних лих.

Командири військових частин і формувань ЦО, одержавши завдання, виводять підлеглі їм сили до об'єктів робіт; по прибутті в потерпілі від урагану райони організовують порятунок людей, надання потерпілим медичної допомоги і їх евакуацію, локалізацію і гасіння пожеж, а також роботи з усунення аварій і ушкоджень на комунально-енергетичних мережах і лініях зв'язку та з розчищення завалів вулиць і доріг. Відновлення комунально-енергетичних мереж, ліній зв'язку й інших об'єктів організовують відповідні відомства, що мають свої спеціальні ремонтні органи; при великих обсягах робіт можуть використовуватися аварійно-відбудовні й аварійно-технічні формування [45].

Зсуви можуть спричиняти великі руйнування. Виникають вони через порушення рівноваги порід, викликаного збільшенням крутизни схилу в результаті вимивання його основи морським прибоєм, течією річки, ослаблення міцності порід від вивітрювання чи надмірного зволоження атмосферними опадами або підземними водами, а також під впливом зовнішніх сил, особливо сейсмічних поштовхів. Зсуви можуть бути викликані і проведенням будівельних робіт без належного урахування геологічних умов місцевості.

Заходи для попередження зсувів і боротьба з ними здійснюються в залежності від факторів, які ці зсуви викликають. До таких заходів відносяться:

- будівництво споруд, які укріплюють берег проти підмивання схилів;

- обладнання дренажних споруд по перехопленню і відведенню підземних вод;

- вириття канав для поверхневого водостоку, улаштування підпірних стінок різних конструкцій;

- зміцнення схилів рослинністю і насамперед — лісопосадками.

Для ліквідації наслідків зсувів залучаються зведені загони та команди, зведені загони і команди механізації робіт, деякі формування служб. Можуть використовуватися і військові частини.

Щоб уникнути руйнівних наслідків у районах загрози, де можливі поштовхи силою сім і більше балів (за дванадцяти-бальною шкалою), будуються сейсмостійкі житлові будівлі, промислові будівлі й інші об’єкти та споруди. Для додання будинкам стійкості використовуються високоякісні матеріали, застосовуються особливі антисейсмічні конструкції, не допускається використання надто важких деталей, обмежується поверховість житлових будинків, ставляться підвищені вимоги до якості будівельних робіт. У містобудуванні переважає просторе планування, яке забезпечує наявність достатніх розривів між будинками, широких вулиць і проїздів. Вживаються заходи щодо підвищення сейсмостійкості підземних інженерних комунікацій, а також до посилення протипожежної безпеки [45].

Склад і дії сил при ліквідації наслідків землетрусів визначаються характером і обсягом руйнувань. Успіх багато в чому залежить від повноти і своєчасності одержання розвідувальних даних. Розвідка повинна установити характер руйнувань будівель і споруд, місцезнаходження і стан постраждалого населення, яке опинилося під завалами чи в частково зруйнованих будівлях і спорудах, ступінь пошкодження комунально-енергетичних мереж, визначити зони суцільних пожеж, можливість їх розвитку, a також розвідати шляхи підходу до об'єктів робіт. Ведеться вона розвідувальними підрозділами військових частин ЦО і розвідувальними формуваннями різного призначення, при цьому використовується інформація від органів МВС й інших відомств. Для визначення санітарно-епідемічного стану району землетрусу, виявлення кількості і стану потерпілих, установлення можливості розгортання медичних формувань і визначення потрібної кількості медичних сил проводиться медична розвідка [45].

Після одержання даних про обстановку і її оцінки уточнюються необхідні для ведення РІНР сили і засоби, їх завдання, створюються угруповання сил.

Виходячи з характеру забудови, наявності транспортних магістралей та інших місцевих умов, а головне — з характеру руйнувань, територія постраждалого міста (району) розбивається на ділянки й об’єкти ведення рятувальних робіт [45].

Швидке висування сил є одним з вирішальних факторів, що забезпечують успішність проведення рятувальних робіт. Але на шляху можуть зустрічатися різні перешкоди, завали, зруйновані мости, вогнища пожеж та інші перешкоди. Тому необхідно передбачити всі засоби забезпечення руху сил ЦО у вогнищах землетрусів. Чимале значення має порядок уведення техніки в зону руйнувань. У першу чергу підготовляються шляхи для пропуску гусеничних машин, а потім колісного транспорту. Висування їх слід здійснювати по декількох маршрутах, щоб не знижувати мобільність колон і не допускати розтягування. На кожен маршрут висилаються формування чи підрозділи розвідки і загони забезпечення руху, підсилені протипожежними підрозділами і санітарними дружинами.

В результаті землетрусу основна маса о.с. формувань загального призначення і спеціальних формувань ЦО районів, які попали в зону лиха, може виявитися в зонах руйнувань і сама буде потребувати допомоги. Тому можливо, що спочатку рятувальні роботи доведеться проводити на ОГ і в жилих кварталах обмеженими силами і засобами. У таких умовах першочерговими роботами повинні бути виявлення і витягування людей із зруйнованих будинків, з-під завалів, надання їм першої медичної допомоги й евакуація тих, хто потребує лікування, в медичні установи, а також улаштування людей, що залишилися без домівок. Рятування людей організовується в першу чергу з тих будинків, яким загрожують затоплення, пожежі, обвали. Лікарська допомога потерпілим здійснюється в загонах першої медичної допомоги, на медичних пунктах військових частин ЦО й у лікувальних установах, які збереглись. Потім їх вивозять у заміську зону або в лікарні сусідніх міст [45].

В міру прибуття військових частин і формувань із сусідніх районів, міст і областей сили будуть наростати і фронт робіт збільшиться. Але прибуваючі з інших місць не знають особливостей ділянок і об'єктів, на яких їм потрібно буде працювати. Щоб уникнути збільшення строків виконання рятувальних робіт і ускладнень у їх організації, необхідно безперервно вести розвідку, дані якої дозволяли б знати обстановку, і вчасно, з достатньою повнотою ставити завдання прибуваючим у район землетрусу військовим частинам і формуванням. Рятувальні роботи звичайно ведуться у важких і небезпечних умовах, тому о.с. військових частин і формувань повинен знати і суворо дотримуватись заходів безпеки [45].

Для наведення і підтримки порядку серед населення, яке опинилося в зоні землетрусу, організовується комендантська служба (ядром її є о.с. служби охорони громадського порядку), на основних маршрутах установлюються контрольно-пропускні пункти і вводиться патрулювання.

Таким чином, мобільність  сил оборони при ліквідації наслідків стихійних лих є найважливішим фактором .

6 ЕКОНОМІЧНА ОЦІНКА ТА ОБГРУНТУВАННЯ

6.1 Загальна характеристика роботи

Обсяг робіт по модернізації парогенераторів типу ПГВ-1000, що перебувають в експлуатації в Україні, визначається в результаті науково-дослідної роботи.

Метою цього розділу є визначення трудомісткості науководослідницької роботи, побудова графіка виконання НДР, розрахунок собівартості НДР, визначення прибутку та договірної ціни роботи, оцінка науково - технічної результативності НДР. В якості досліджуваного об'єкта була взята трубна решітка парогенератора.

6.2 Визначення трудомісткості НДР

На кожному етапі проведення цієї науково-дослідної роботи по кожному виду робіт визначається рівень кваліфікації виконавців. У таблиці 4.1 наведена оцінка трудомісткості окремих видів робіт. При розрахунку відносної трудомісткості  етапу робіт скористалися формулою:

                                 Твідн =                                                 (6.1)

                                                

де ТНДР - тривалість проведення НДР;

    ТЕТП - тривалість проведення етапу;

Таблиця 6.1 - Оцінка трудомісткості окремих видів робіт

Етап проведення НДР

Види робіт

Трудомісткість

Т, люд – дн.

Підготовчий етап

Розробка та затвердження завдання на НДР

Складання календарного графіка

Підбір та вивчення літератури та           патентних матеріалів

Складання обзору по темі

5

3

10

5

Основний етап

Розробка теоретичної частини

Розробка технології експерименту

Вибір устаткування для проведення робіт

Проведення робіт, експериментів

10

2

4

20

Заключний етап

Обробка отриманих експериментальних даних

Аналіз результатів досліджень

Оформлення графічної частини

Складання та оформлення документації

5

5

8

10

  

6.3 Побудова лінійного графіка виконання робіт

Лінійний графік відображає тривалість кожного вида робіт у вигляді відрізків часу, розташованих відповідно з послідовністю робіт.

Для побудови лінійного графіка визначимо тривалість кожної роботи в днях по формулі:

                                         Ті =   Ті / rі,                                                            (6.2)

                                           

де Ті - трудомісткість робіт, люд –дн., береться з таблиці 4.1;

    rі - кількість виконавців, люд., береться з таблиці 4.1.

Кваліфікація виконавців та відповідні їм коди приведені у таблиці 6.2.

Таблиця 6.2 - Кваліфікація виконавців та відповідні їм коди

Посада виконавця

Коди виконавців

Старший науковий співробітник

Науковий співробітник

Молодший науковий співробітник

Інженер І категорії

01

02

03

04

 

Розподілення видів робіт за підрозділами, виконавцями, трудомісткості, та тривалості робіт занесено у таблицю 6.3

Таблиця 6.3 - Дані для лінійного графіка проведення НДР

Номер виду

робіт

Коди

виконавців

Трудомісткість

Люд – дн.

Кількість

люд.

Тривалість роботи, дн.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

01

02

03

04

01, 02

01

02

01, 02, 03, 04

04

02

04

03

5

3

10

5

10

2

4

20

5

5

8

10

1

1

1

1

2

1

1

4

1

1

1

1

5

3

10

5

5

2

4

5

5

5

8

10

Загальна трудомісткість та

тривалість проведення НДР                   87                                              67

Лінійний графік проведення НДР представлений на рисунку 6.1. На графіку числами зазначено кількість виконавців роботи, N-вид роботи, D-дні:

Рисунок 6.1- Лінійний графік виконання НДР

6.4 Розрахунок планової собівартості виконуваної роботи

Витрати на проведення НДР відносяться до предвиробничих. Це одноразові витрати на всі роботи, які виконують працівники організації та контрагенти. Витрати визначаються шляхом додавання та калькуляції планової собівартості по статтям: матеріали та інші видатки, основна заробітна плата, додаткова заробітна плата, нарахування до фонду оплати праці, орендна плата, накладні видатки, інші витрати та податкові відрахування.

До видаткової статті "Матеріали та інші ресурси", яка входить у калькуляцію планової собівартості проведення НДР відносяться витрати на сировину, основні та допоміжні матеріали, покупку напівфабрикатів та комплектуючих виробів за винятком відходів, що повертаються. Видатки визначаються за діючими цінами оптового ринку з обліком 7-10 % транспортно-заготівельних видатків.  

Стаття "Основна заробітна плата" включає основну заробітну плату наукових співробітників, інженерно-технічного персоналу, лаборантів, робітників, які зайняті в НДР.

Основна заробітна плата наукового співробітника визначається за формулою:

                      ОЗП = 8·Сттар·Nдн,                                                 (6.3)

де Сттар - годинна тарифна ставка;

    Nдн - кількість відпрацьованих днів.

Результати розрахунку представлені у таблиці 6.4

Таблиця 6.4 - Розрахунок основної заробітної плати

Номер

виду

робіт

Трудомісткість,

Люд.–дн.

Денна ставка,

грн.

Сума заробітної

плати, грн.

Код виконавця

Код виконавця

Код виконавця

01

02

03

04

01

02

03

04

01

02

03

04

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

5

10

2

20

3

10

4

20

5

10

20

10

5

20

5

8

32

32

32

32

27

27

27

27

27

26

26

26

22

22

22

22

160

320

64

640

81

270

108

540

135

260

520

260

110

440

110

176

Усього

1184

1134

1040

836

Таким чином, витрати на ОЗП за час проведення НДР становлять 4194 грн.

Стаття "Орендна плата " містить у собі плату за оренду спецобладнання. Це уся необхідна контрольно-вимірювальна апаратура та інші пристрої, необхідні для проведення НДР. Згідно договору про орендну плату, сума по цій статті витрат становить 450 грн. Орендна плата містить у собі оплату за використання приміщення, електроенергії та води.

До статті "Додаткова заробітна плата " відносять виплати, які встановлені за-конодавством за невідпрацьований час: чергові та додаткові відпустки, виконання державних обов'язків, оплата вислугу років. Загалом вони становлять 10-15 % ос-новної заробітної плати працівників наукових структур. Додаткову заробітну пла-ту розраховують за формулою:

                               ДОЗП = 0,1·ОЗП ,                                              (6.4)

де ДОЗП - додаткова заробітна плата;

            ОЗП - основна заробітна плата.

ДОЗП = 0,1·4194 = 419,4 грн.

Нарахування до фонду оплати праці включає оплати у фонди соціального страхування, пенсійного фонду, соціального страхування на випадок безробіття. Усе разом становить 37,5 % від фонду оплати праці (ФОП).

ФОП обчислюємо по формулі:

                       ФОП = ОЗП + ДОЗП                                    (6.5)

ФОП = 4194 + 419,4 = 4613,4 грн

Нарахування на ФОП обчислюємо по формулі:

                            Нфоп = 0,375·ФОП                                              (6.6)

Нфоп = 0,375·4613,4 = 1730,03 грн.

Тому, що ця робота виконувалась на АЕС та у Харківському фізико-технічному інституті, то по статті "Службові відрядження витрати дорiвнюють 500грн.

У статтю калькуляції "Накладні витрати" включають витрати на управлiння та господарське обслуговування. Це заробітня плата апарата управлiння та загальногосподарських служб, витрати на утримування та ремонт будівель, споруджень, устаткування, амортизаційні відрахування на їх повне оновлення та капітальний ремонт, витрати на охорону праці, на охорону комерційної таємниці. В наукових організаціях накладні витрати (Внак) становлять 80-100 % від фонду заробітньої плати праці. Внак приймаємо рівним 100 %, тоді Внак = 4613,4 грн.

Стаття "Інші витрати та податкові відрахування" (Він) містить у собі кому-нальний податок та відрахування у державний інноваційний фонд. Комунальний податок обчислюється за формулою:

                        Пком = Nвик·Тндр·17·0,1 ,                                      (6.7)

де Nвик - кількість виконавців НДР;

             Тндр - час виконання НДР, в місяцях.

Пком = 4·2,5·17·0,1 = 17 грн.

Відрахування у державний інноваційний фонд береться з розрахунку    1 % від передбачуваної ціни НДР без ПДВ. При припущенні ціни будемо виходити з суми статтей калькуляції планової собівартості наведеній в таблиці 6.6, тобто складемо всі статті плагової собівартості та візьмемо 1 % від отриманої суми. При розрахунку статті "Інші витрати та податкові відрахування" (Ві) включаємо тільки комунальний податок. Розрахунок зробимо за формулою:

       Ві = 0,01· (СВ + ОЗП + ДОЗП + Нфоп + О + Внак + Пком),                  (6.8)

де СВ -службові відрядження, що дорівнює 500 грн.;

             ОЗП -основна заробітня плата, що дорівнює 4194 грн.;

             ДОЗП - додаткова заробітна плата, що становить 419,4 грн.;

             Нфоп - нарахування до фонду оплати праці, що дорівнює 1730,03 грн;

             О - орендна плата, що дорівнює 450 грн.;

            Внак - накладні витрати, що дорівнює 4613,4 грн.;

           Нком - комунальний податок, що дорівнює 17 грн.

Ві = 0,01· (500 + 4194 + 419,4 + 1730,03 + 450 + 4613,4 + 17) = 118,67 грн.

Далі обчислемо "Інші витрати та податкові відрахування" за формулою:

Він = Ві + Пком                                               (6.9)

Він = 118,67 + 17 = 135,67 грн.

Таблиця 6.5 - Калькуляція статей планової собівартості проведення НДР

Стаття витрат

Сума, грн

Службові відрядження

Основна заробітна плата

Додаткова заробітна плата

Нарахування на фонд заробітної плати

Орендна плата

Накладні витрати

Інші витрати та податкові відрахування

500

4194

419,4

1730,03

450

4613,4

135,67

Усього

11092,5

6.5 Визначення прибутку та договірної ціни НДР

Договірна ціна теми повинна включати ефективність, якість та строки Виконання НДР на рівні, що відповідає економічним інтересам замовника та виконавця.

Договірна ціна розраховується за формулою:

            ДЦ = С +  ФОП·Nk·Кдоп /100,                                  (6.10)

                                      

де Nk - нормативна рентабельність, що дорівнює 30 % ;

               ФОП - фонд оплати праці, що дорівнює 4613.4 грн ;

              С - планова собівартість, що дорівнює 11092.5 грн.;

              Кдоп - коефіцієнт обліку заробітної плати обслуговуючих та                                          управлінських підрозділів.

Коефіцієнт обліку заробітної плати обслуговуючих та управлінських підрозділів розраховується за формулою:

            Кдоп = ФОПзаг/ ФОПндр ,                                          (6.11)

де ФОПзаг - загальний фонд оплати праці в ХФТІ, що дорівнює 4886,01грн;

     ФОПндр - фонд оплати праці підрозділів в ХФТІ, безпосередньо зайнятих у НДР, що дорівнює 4194 грн.

Кдоп = 4886,01/4194 = 1,165,

ДЦ = 11092,5 +  4613,4·30·1,165 /100 = 12704,88 грн.

Запланований прибуток обчислюється за формулою:

                               Д = ДЦ - С                                                (6.12)

Д = 12704,88 – 11092,5 = 1612,38 грн.

Податок на прибуток (ПП) складе 25 % від розміру прибутку та буде дорівнювати 403,1 грн., а чистий прибуток дорівнює:

                               Д' = Д - ПП                                                     (6.13)

Д' = 1612,38 – 403,1 = 1209,28 грн.

Знайдемо відпускну ціну :

                            ОЦ = ДЦ + 0,2ДЦ                                              (6.14)

ОЦ = 12704,88 + 0,2· 12704,88 = 15245,86 грн.

6.6 Оцінка наукової та науково-технічної результативності НДР

Характеристика факторів та ознак наукової та науково-технічної результативності фундаментальних НДР представлена у таблицях 6.6 та 6.7.

По цих таблицях знаходимо коефіцієнти наукової та науково-технічної результативності НДР, за допомогою яких і проводимо оцінку результативності.

Таблиця 6.6 - Характеристика факторів та ознак наукової результативності фундаментальних НДР

Фактор

наукової

результа-

ивності

Коефіцієнт

Значимості

фактору

Якість

фактору

Характеристика

фактору

Коефіцієнт

досягнутого

рівня

Новизна

результатів

0,4

Середня

Встановлені загальні законо-

мірності, методи, способи,

які дозволяють зробити

принципово нові види

техніки

0,6

Глибина

Наукової

розробки

0,4

Середня

Складність розрахунків

невелика, результат перевірений

на невеликій кількості

експериментів

0,7

Ступінь

ймовірного

успіху

0,2

Більша

Є велика ймовірність пози-

тивного вирішення завдання

1,0

Таблиця 6.7 - Характеристика факторів та ознак науково-технічної

результативності НДР

Фактор

науково-

технічної

результа-

тивності

Коефіцієнт

значимості

фактору

Якість

фактору

Характеристика

фактору

Коефіцієнт

досягнутого

рівня

Перспект-

тивність

викорис-

тання ре-

зультатів

0,6

Важлива

Результати будуть використані

в конкретному напрямку при

розробці нових технічних рі-

шень для підвищення

продуктивності праці

0,7

Масштаб

можливої

реалізації

0,3

Окремі

організації

Час реалізації:

до 3 років

від 3 до 5 років

від 5 до 10 років

більш 10 років

0,4

0,3

0,2

0,1

Заверше-

ність

Окремих

результатів

0,2

середня

ТЗ та прикладна

НДР

0,5

Оцінка наукової та науково технічної результативності НДР проводиться за допомогою коефіцієнтів :

 

                               kнр =  kзі·kді ,                                                   (6.15)

    

                               kнтр =  kзі·kді ,                                                  (6.16)

де kнр та kнтр - коефіцієнти наукової та науково-технічної значимості та результативності;

         kзі - коефіцієнт значимості і -го фактору оцінки;

         kді - коефіцієнт досягнутого рівня і - го фактору;

         n, m -кількість факторів науково технічної результативності.

kнр = 0,4·0,6 + 0,4·0,7 + 0,2·1,0 = 0,72,

kнтр = 0,6·0,7 + 0,2·0,5 + 0,3·0,4 = 0,64

6.7 Висновки по економічному обґрунтуванню роботи

При виконанні економічних розрахунків НДР була розділена на основні етапи виконання робіт, на види з вказівкою трудомісткості, кількості виконавців, підрозділу виконавців та тривалості виконання. Показано, що виконання роботи можливе за 70 днів при збереженні даної трудомісткості та числа виконавців. Договірна ціна НДР склала 15245,86 грн. Отриманий чистий прибуток склав 1209,28 грн.

Якісна та кількісна оцінка науково-технічної результативності НДР показала більшу ефективність наукової (0,72) та науково-технічної (0,64) значимості роботи.

ВИСНОВКИ

 

У данній роботі були розглянуті методи модернізації парогенератора ПГВ-1000 для підвищення КПД та надійності в реакторі ВВЕР-1000.

При виконанні економічних розрахунків НДР була розділена на основні етапи виконання робіт, на види з вказівкою трудомісткості, кількості виконавців, підрозділу виконавців та тривалості виконання. Показано, що виконання роботи можливе за 70 днів при збереженні даної трудомісткості та числа виконавців. Договірна ціна НДР склала 15245,86 грн. Отриманий чистий прибуток склав 1209,28 грн.

Якісна та кількісна оцінка науково-технічної результативності НДР показала більшу ефективність наукової (0,72) та науково-технічної (0,64) значимості роботи.

Розрахунок парогенератора для реактора ВВЕР-440 показав, що паровиробництво агрегата дорівнює: Д=113 кг/с або 407 т/ч. Парогенератор має горизонтальну компоновку. На один реактор в реакторному залі розміщують 6 парогенераторів, з яких насичена пара надходить на 2 турбіни К-220-44/3600.

СПИСОК ДЖЕРЕЛ ІНФОРМАЦІЇ

         Перелік джерел на які є посилання у тексті:

  1.  Закон України «Про  охорону праці» зі змінами та доповненнями, 2002.
  2.  Загальні положення безпеки атомних станцій. НП 306.2.141-2008. – К.: Державний комітет ядерного регулювання України, 2008.
  3.  ГОСТ 12.0.003-74*.ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация. – Введ. 01.01.76.
  4.  ГОСT 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к
    воздуху рабочей зоны. – Введен 01.01.89.
  5.  СНиП   2.04.05-92. Нормы  проектирования. Отопление, вентиляция и
    кондиционирование воздуха. – М.: Стройиздат, 1992.
  6.  ДБН В. 2.5-28-2006   Природне і штучне освітлення – К.: Мінбуд України, 2006.
  7.  ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум. Общие требования безопасности. – Введен
    01.07.89.
  8.  Закон України «Про захист людини від впливу іонізуючого випромінювання» зі змінами та доповненнями, 1998.
  9.  ПБЕЕС Правила безпечної експлуатації електроустановок споживачів. Київ. 1997 г.
  10.   ГОСТ 12.1.004-91.ССБТ. Пожарная безопасность. Общие требования. -
    Введен 01.07.91.
  11.   НАПБ Б. 07.005-86. Визначення категорії будівель і споруд по вибухопожежній і пожежній безпеці. - К. Будіздат,  1987.
  12.  ДБН   В   1.1-7-02. – «Захист   від   пожежі.   Пожежна   безпека   об'єктів
    будівництва».    К.: 2003. – 41с.
  13.  ДСТУ  Б В.25-38: 2008 Інженерне обладнання будинків і споруд. Улаштування  блискавкозаходів і споруд.
  14.  Ф.В.Стольберг. Экология города: Учебник. – Либра, 2000, с.552
  15.  Методичне керівництво по розробці тепловиділяючого елемента для реакторів РВМК та ВВЕР.
  16.  Методика розрахунку тепловиділяючої збірки.
  17.   Закон України «Про Цивільну оборону України»

      ВРУ №2974-Х!!-К.,1993.

  1.   Шоботов М.І. Цивільна оборона :Підручник.- К:Знання ,2006-487с.
  2.  О.В. Єфімов , М.М. Піліпенко «Конструкції,метеріали,процеси і розрахунки реакторів і парогенераторів АЕС»

         Перелік джерел на які немає  посилань у тексті:

  1.  Емел’янов І.Я., Міхан В.І., Соломін В.Н. Конструювання ядерних реакторів. М.: Енерговидат, 1982.
  2.  Демент’єв Б.А. Ядерні енергетичні реактори. М.: Енергоатомвидат, 1984.
  3.  Крамеров А.Я., Тевельов Я.В. Інженерні розрахунки ядерних реакторів. М.: Енергоатомвидат, 1964.
  4.  Бартоломей Г.Г., Бать Г.А., Байков В.Д. Основи теорії та методи розрахунка ядерних енергетичних реакторів. М.: Енергія, 1982.
  5.  Широков С.В. Ядерні енергетичні реактори. Київ.:НТУ «КПІ», 1997.с.280.
  6.  Нигматулін І.Н.,Нигматулін Б.І. Ядерні енергетичні установки. 1986.
  7.  Кеслєр Г. Ядерна енергетика. М.: Енергоатомвидат. 1986.
  8.  Амінов, Хрустальов, Духовенський. АЕС з ВВЕР: режими, характеристики, ефективність. 1990.
  9.  Денисов, Драгунов. Реакторні установки з ВВЕР для атомних електростанцій. 2002.
  10.  Шмельов В.Д., Драгунов Ю.Г., Денисов В.П., Васильченко І.Н. Активні зони ВВЕР для атомних електростанцій. 2004.
  11.  СТВУЗ-ХПІ-3.01.-2006. ССОУП Текстові документи у сфері навчального процесу. Загальні вимоги до виконання.
  12.  СТВУЗ-ХПІ-3.03.-2006. ССОУП Конструкторські документи у сфері навчального процесу. Загальні вимоги.
  13.  СТВУЗ-ХПІ-3.04.-2006.ССОУП Формати. Основні підписи. Вимоги до виконання.
  14.  СТВУЗ-ХПІ-3.05.-2002. ССОУП Конструкторські документи. Креслення. Вимоги до виконання.
  15.  СТВУЗ-ХПІ-3.06.-2002. ССОУП Конструкторські документи. Специфікації. Вимоги до виконання.


 

А также другие работы, которые могут Вас заинтересовать

60302. 1/3 Регулятор частоты вращения 1.62 MB
  Регулятор частоты вращения поддерживает постоянную частоту вращения коленчатого вала при заданном положении педали управления подачи топлива. При перемещении реек изменяется подача топлива форсунками и частота вращения коленчатого вала.
60304. Основы реанимации. Методические рекомендации 959.5 KB
  Понятно что этого времени будет достаточно для наступления необратимых изменений в коре головного мозга пострадавшего. Попытки оживления вдуванием воздуха в рот пострадавшего были впервые описаны в 1753 году в Санкт-Петербургских ведомостях когда профессор...
60305. Первая помощь при острой сердечно-сосудистой недостаточности 5.91 MB
  Практический навык первичная диагностика пострадавшего НМС и ИВЛ. Началу оказания первой медицинской помощи предшествует оперативное принятие верных и безопасных для спасателя решений так как этот шаг предопределяет успех и в сохранении жизни самого пострадавшего.
60306. Основы диагностики и реанимации (II) 4.99 MB
  Началу оказания первой медицинской помощи предшествует оперативное принятие верных и безопасных для спасателя решений так как этот шаг предопределяет успех и в сохранении жизни самого пострадавшего.
60307. ПЕРВАЯ ПОМОЩЬ ПРИ РАНЕНИЯХ 1.85 MB
  Общие принципы оказания первой помощи при ранениях остановка кровотечения дезинфекция раны фиксирование конечности обезболивание безопасная транспортировка. Соответственно признаками ранений будут являться следующие...