- стоимость топлива, загружаемого в реактор нельзя отнести сразу на себестоимость электрической энергии, так как в активной зоне находится значительно больше топлива, чем в данный момент расходуется на производство электроэнергии, а также топливо выгорает не сразу [22];

- затраты на топливо АЭС покрываются из оборотных средств станции, однако стоимость ядерного топлива составляет основную часть оборотных фондов станции;

- топливная загрузка реактора в связи с большой стоимостью и длительностью ее функционирования в процессе эксплуатации относят к долговременным оборотным средствам;

- для АЭС характерны значительно большие (в 1,5 раза) капиталовложения, чем в ТЭС, что приводит к существенному увеличению фондоемкости, а также постоянной составляющей годовых затрат на производство электроэнергии на АЭС;

- главное отличие АЭС от ТЭС заключается в том, что на АЭС доля топливной составляющей себестоимости составляет 30-40%, а постоянная составляющая достигает 70-80% всей себестоимости.

Для характеристики АЭС и эффективности ее работы используют технико-экономические показатели (ТЭП), аналогичные тем которые приняты в теплоэнергетике. К числу основных показателей относятся:

1. Себестоимость - важнейший экономический показатель работы станции. Она характеризует совокупность затрат в денежном выражении, овеществляемого и живого труда в процессе производства электроэнергии на АЭС.

2. Удельные капиталовложения в строительство АЭС или удельная стоимость установленного киловатта электрической мощности станции -это экономический показатель, влияющий не только на эффективность работы, но также и на конкурентоспособность АЭС по отношению к другим типам электростанций при планировании развития энергетики в том или ином регионе страны. На удельную себестоимость установленного киловатта влияют целый ряд факторов, таких как стоимость и цена основного оборудования, район размещения станции, принятая тепловая схема.

3. Коэффициент полезного действия АЭС - характеризует ее экономичность, совершенство проектных решений и технический уровень эксплуатации. Значение к.п.д. зависит, главным образом, от типа ядерной паро-производительной установки и параметров теплоносителя.

4. Предельный срок эксплуатации АЭС - характеризует надежность и долговечность работы основного оборудования и АЭС в целом.

5. Экономическая эффективность сооружения АЭС - ее показателем в энергетике является минимум приведенных затрат.

6. Глубина выгорания ядерного топлива - характеризует эффективность использования ядерного топлива.

7. Штатный коэффициент - характеризует удельную численность персонала АЭС. Численность персонала зависит от типа ядерной паро-производительной установки, уровня автоматизации технических процессов, принятой системы ремонтно-технического обслуживания.

При калькуляции себестоимости производства электроэнергии на АЭС, определение постоянной составляющей себестоимости практически ничем не отличается от методики расчета, принятой для конденсационных электрических станций. Например, при выборе норматива амортизационных отчислений и учете стоимости, все производственные фонды АЭС разделяют на группы, аналогичные тем, которые приняты для ТЭС (здания и сооружения, оборудование ЯППУ и СВО, турбинное оборудование, вспомогательное тепломеханическое оборудование и трубопроводы; электромеханическое оборудование и распределительные устройства).

Нормируемые проценты амортизационных отчислений на капитальный ремонт устанавливают исходя из срока службы основного оборудования (30 лет), производственных зданий и сооружений (60-65 лет). Для турбоагрегатов и традиционного тепломеханического и электротехнического оборудования на АЭС применяются те же нормы амортизационных отчислений, что и для ТЭС.

Специфичным является оборудование ЯППУ и других радиоактивных контуров. Для этого оборудования, как отмечалось выше, выбор нормативного процента амортизационных отчислений зависит от назначения и условий его эксплуатации. Сложнее обстоит дело с учетом на АЭС переменных затрат и, следовательно, переменной составляющей себестоимости, а это на 90% - затраты на ядерное топливо. На АЭС за основу расчета топливной составляющей принимают принцип постепенного переноса стоимости ядерного топлива на отпускаемую электроэнергию, пропорционально достигнутому выгоранию топлива. Более точно стоимость топлива, находящегося в рассматриваемый момент времени в реакторе, можно оценить по кривым изменения изотопного состава топлива за период кампании. Однако такие углубленные оценки не требуются для практических целей.

Затраты на заработную плату включают в себя зарплату за отработанное время рабочих, непосредственно участвующих в технологическом процессе производства электроэнергии по фонду заработной платы (основная заработная плата) и дополнительную, представляющую собой выплаты, не связанные с рабочим временем.

Расходы по текущему ремонту основных фондов включают основную и дополнительную заработную плату ремонтных рабочих и ИТР по руководству текущим ремонтом, стоимость ремонтных материалов и запасных частей, стоимость услуг сторонних организаций и пр.

К прочим расходам относятся общестанционные расходы, а также оплате услуг сторонних организаций; оплата по охране труда и технике безопасности: расходы по анализам и испытаниям оборудования, производимым сторонними организациями. [22]

В дипломном проекте рассматривается расчет ТЭП для АЭС с блоками 1000 МВт (n=4) .

5.2 Капитальные вложения для АЭС

Капитальные вложения для АЭС рассчитываются по формуле:

КАЭС=Куд.АЭС-Nэ,

где Куд.АЭС =27,5 тыс.руб/кВт - удельные капиталовложения в АЭС;

Nэ =4000 МВт - электрическая мощность АЭС.

Тогда получаем:

КАЭС=Куд.АЭС-Nэ=27,5•1034000-103=1,1•105 млн.руб.

5.3 Годовой расход природного ядерного горючего

Рассчитаем тепловую мощность реактора:

NT=NЭ/збр

КПД брутто АЭС збр =33 %. Тогда получаем:

NT=NЭ/збр =4000/0,33=1,2•104 МВт.

Число часов использования установленной мощности АЭС hy=7000 ч/год.

Годовой расход природного ядерного горючего в пересчете на условное топливо рассчитывается по формуле:

Bг=NT•hy•0,123=1,2•104•7000•0,123=1,04•107 тут/год.

5.4 Годовой расход обогащенного урана

Средняя глубина выгорания г=40 МВт•сут/кг.

Годовой расход обогащенного урана рассчитаем по формуле:

5.5 Годовой расход природного урана

Годовой расход природного урана рассчитывается по формуле:

А - коэффициент перехода от природного урана к урану проектного обогащения.

Коэффициент А находим следующим образом:

А=1,05•(хн + у)/(с - y),

где хн=4,4 % - проектное обогащение;

с=0,71 % - содержание U235 в природном уране;

y=0,21 % - содержание U235 в отвалах обогатительного производства; коэффициент 1,05 учитывает потери при обогащении.

Тогда получаем:

А= 1,05•(хн + у)/(с - y)=1,05•(4,4+0,21 )/(0,71 -0,21 )=9,7

5.6 Удельный расход природного ядерного горючего на выработанные кВт•ч электроэнергии

5.7 Годовые амортизационные отчисления

Норма амортизации на реновацию составляет: Нам=3,3 %.

Годовые амортизационные отчисления рассчитываются по формуле:

Sам=КАЭС• Нам =1,1 • 105•3,3/100=3,63•103 млн.руб/год.

5.8 Затраты

5.8.1 Годовые затраты на ядерное горючее

Цена ядерного горючего в пересчете на условное топливо Ця=100 руб/тут.

Годовые затраты на ядерное горючее рассчитываются по формуле:

Sт=Bг•Ця=1,04•107•100=1,04•109 руб/год.

5.8.2 Годовые затраты на заработную плату

Штатный коэффициент по эксплуатационному персоналу АЭС nэксп=0,27 чел/МВт.

Среднегодовой фонд оплаты труда одного работника составляет Ф=180 тыс.руб/(чел•год).

Посчитаем затраты на заработную плату:

Sзп= nэксп•Nэ•Ф=0,27•4000•180=1,94•105 тыс.руб/год.

5.8.3 Годовые затраты на ремонтный фонд

Коэффициент отчислений в ремонтный фонд врем=5 %. Посчитаем затраты на ремонт:

Sрем= врем •KАЭС=0,05•1,1•105=5,5•103 млн.руб/год.

5.8.4 Годовые затраты на прочие расходы

Sпр=0,25•(Sам+Sзп+Sрем)=0,25•(3,63•103+1,94•102+5,5•103)=2,33•103 млн.руб/год.

5.9 Определение себестоимости одного отпущенного кВт•ч

Рассчитаем себестоимость производства электроэнергии на АЭС:

SАЭС=Sт+Sам+Sзп+Sрем=1,04•103+3,63•103+1,94•102+5,5•103=

=10,36•103 млн.руб/год.

5.10 Годовая выработка и годовой отпуск электроэнергии

Годовая выработка электроэнергии рассчитывается по следующей формуле

Эг=Nэ•hy=4000•7000=28•106 МВт•ч/год

Рассчитаем годовой отпуск электроэнергии:

Эг.отп =Эг•(1-kсн)= 28•106•(1-0,05)=26,6•106 МВт•ч/год.

Таблица 5.1 - Сводная таблица основных технико-экономических показателей АЭС

Выводы по разделу

В связи с подорожанием топлива и его переработки, АЭС становится конкурентоспособной по отношению к ТЭС.

Главным путем дальнейшего повышения экономической эффективности АЭС является снижение годовых издержек производства за счет улучшения использования ядерного топлива. Однако, благодаря специфике АЭС, все мероприятия, связанные с изменением себестоимости электроэнергии, мало влияют на общую экономичность АЭС. Поэтому для наиболее эффективного воздействия на ТЭП АЭС необходимо, в первую очередь, проводить мероприятия, направленные на снижение эксплуатационных затрат и составляющей себестоимости.

Основными направлениями технологического усовершенствования

и повышения ТЭП АЭС являются:

- снижение удельных капитальных затрат на строительство;

- сокращение сроков строительства и освоения мощности энергоблоков АЭС;

- совершенствование проектов АЭС (оптимизация параметров тепловой схемы и другие мероприятия);

- снижение издержек производства, связанные с выработкой электроэнергии, а также сокращение производственных потерь и расходов электрической и тепловой энергии на собственные нужды станции;

- совершенствование режимов использования топлива (увеличение глубины выгорания ядерного топлива и длительности компании и т.п.);

- улучшение распределения энерговыделения по объему активной зоны реактора;

- оптимизация эксплуатационных режимов АЭС;

- повышение квалификации эксплуатационного персонала и надежности.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В дипломном проекте рассмотрены различные вопросы, связанные с автоматизацией энергоблока АЭС с ВВЭР-1000. Были проведены следующие расчеты:

1) Рассмотрен метод прогнозирования глушения ТОТ на основе анализа химического состава воды, поступающей в парогенератор, написана программа для расчета остаточного ресурса парогенератора на основе данных по глушению ТОТ;

2) во второй части были рассмотрены вопросы применения современных средств автоматизации. В качестве предлагаемого ПТК был выбран ПТК на базе технических средств ТПТС, который в настоящее время установлен на ряде атомных электростанций;

3) в специальной части рассмотрен алгоритм прогнозирования глушения теплообменных трубок парогенераторов. Разработана программа, предназначенная для прогнозирования количества заглушенных ТОТ, и повреждений на глубину. Программа может быть рекомендована для внедрения на рабочие места операторов АЭС.

Как следует из проведенных расчетов по прогнозированию количества поврежденных (заглушённых) ТОТ ПГ чем меньше значения параметра b и чем больше значения параметра г, тем работоспособнее теплообменные трубки. Таким образом, параметры Вейбулла b и г можно рассматривать как косвенные критерии состояния ТОТ ПГ. Ориентировочно для b< 1,5 и г> 200 можно ожидать удовлетворительные результаты по прогнозируемым значениям заглушённых ТОТ ПГ. Как видно из таблицы 3.12 для Нововоронежской АЭС параметры b и г являются не удовлетворительными. Режим работы является не оптимальным для парогенератора. При полученных параметрах распределения можно сделать расчет остаточного ресурса для парогенераторов (количество заглушенных трубок равняется количеству ТОТ, отведенных под технологическую защиту). Для старых блоков НВАЭС этот срок составляет 37 лет, то есть 2008 год. Ширина доверительного коридора на предсказание варьируется от 19 до 55 штук для прогноза по глушению трубок, от 32 до 267 для прогноза на глубину дефектов. Погрешность расчета составляет от 0,00% до 9,35%.

4) в разделе экологии и безопасности проекта были рассмотрены вопросы эргономичности рабочего места оператора ЭВМ на атомных электростанциях. Соблюдение данных рекомендаций необходимо для комфортной работы оператора;

5) в разделе экономики был произведен расчет основных технико-экономических показателей АЭС общей мощностью 4000 МВт (4 энергоблока с ВВЭР-1000).

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Jose R Galvelle. Revew of stress corrosion cracking. Boletin de la Akademia nacional de Ciencias, Cordoba, Argentina, Tomo 54, entregas1-4, Noviembre de 1980. Цитируется по: технический перевод №1567/4Б Бюро переводов Моск. Отд. Торгово-промышленной палаты СССР, М. 1984 г.

2. Болотин В.В. Ресурс машин и конструкций. - М.: «Машиностроение».,199О. 448 с.

3. Эванс Ю.Р. Коррозия и окисление металлов. - М. Изд. Машиностроительной литера-туры, 1962 г. с 652-653.

4. Справочная серия «Правила и нормы в атомной энергетике». Нормы расчета на прочность оборудования и трубопроводов атомных энергетических установок. ПНАЭ Г-7-002-86. М. Энергоатомиздат,1989 г.

5. Lindh G Recept Adwance Stress Corrosion, Ed A Bresle. Royal Swedish Academy Science/ Stokholm. 1961 p.70.

6. Локальная коррозия металла теплоэнергетического оборудования / Акользин П.А., Герасимова В.В., Герасимов В.В., Горбатых В.П.- М.: - Энергоатомизздат, 1992._ 272 с.: ил.

7. Плютинский В.И., Погорелов В.И. Автоматическое управление и защита теплоэнергетических установок АЭС: Учебник для техникумов.- М.: Энергоатомиздат, 1983

8. Работоспособность теплообменных труб и управление ресурсом парогенераторов АЭС с ВВЭР/ С.Е. Давиденко, Н.Б. Трунов, В.А. Григорьев и др. // Сб. тр. 7-го междунар. сем. по горизонтальным парогенераторам, 3--5 окт. 2006 г. Подольск: ФГУП ОКБ «ГИДРОПРЕСС». 2006. 15 с.

9. Г. Хан, С. Шапиро. Статистические модели в инженерных задачах. -М.: Изд-во Мир, 1969.- 395с.

10. Steam Generator Tube Failures/ NUREG/CR - 6365. INEL - 95/0383. Prepared for Safety Programs Division Office for Analysis and Evaluation of Operational Data U.S. Nuclear Regulatory Commission. Washington. DS 20555-0001. NRC Job Code E8238. April 1996. P.65-68.

11. Щедеркина Т.Е. Вероятностные модели длительности безотказной работы энергетического оборудования АЭС и ТЭС // Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП: Тр. Междунар. научн. конф. «CONTROL-2003», Москва, 22-24 окт. 2003 г. М.: Издательство МЭИ, 2003. С. 191--196.

12. Бараненко В.И., Щедеркина Т.Е., Скоморохова Т.М. Метод прогнозирования количества повреждений теплообменных труб парогенераторов АЭС с ВВЭР // Тяжелое машиностроение. 2008. №1. С. 13

13. Щедеркина Т.Е., Белов М.С., Бараненко В.И., Скоморохова Т.М.. Управление сроком службы теплообменных трубок парогенераторов АЭС с использованием вероятностного подхода // Теория и практика построения и функционирования АСУ ТП: Тр. Междунар. научн. конф. «CONTROL-2008», Москва, окт. 2008 г. М.: Издательство МЭИ, 2008. С.

14. Эргономика. Учебное пособие для вузов. Под ред. В.В.Адамчука. М.:ЮНИТИ-ДАНА, 1999

15. ГОСТ 21.889-76 ССБТ. Система "человек-машина". Кресло человека оператора. Общие эргонометрические требования

16. СН 245-71. Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий.

18. ГОСТ 12.1.003-83. ССБТ. Шум Общие требования безопасности.

18. СНиП II-12-77. Защита от шума.

19. ГОСТ 12.1.005-88. ССБТ. Воздух рабочей зоны. Общие санитарно -гигиенические требования. М.: Изд-во стандартов, 1990

20. СанПиН 2.2.2.542-96. Гигиенические требования к видеодисплейным терминалам (ВДТ). персональным электронно-вычислительным машинам (ПЭВМ) и организации работы. М.: Информационно-издательский центр Госкомэпиднадзора России, 1996.

21. ГОСТ 12.1.030-81. ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

Размещено на Allbest.ru