Проектирование АЭС с ВВЭР-1000

Тогда масса урана-235 равна:

МU = 0,48•1010 / (50•106) = 96 т.

Объем активной зоны:

Vаз = Qярном / q = 3200 / 111 = 28,82 м3, (4.2)

где q = 111 МВт/м3 - энергонапряженность а.з.

Диаметр активной зоны Dаз = 3,16 м.

Высота активной зоны:

Hаз = Vаз / (•rаз2) = 4 28,82 / (3,14 1,582) = 3,67 м. (4.3)

Габаритный диаметр ЯР Dяр = 4,5 м.

Габаритная высота корпуса ЯР:

Hяр = hяр • Hаз, м; (4.4)

hяр = Hярпр / Hазпр =10,88 / 3,56 = 3,056;

Hяр = 3,056 3,67 = 11,21 м.

Масса ЯР:

Мяр = mяр •Vяр,т, (4.5)

mяр = Мярпр/ Vярпр = Мярпр/( • Dярпр 2 • Hярпр/4) =

=824/(3,14•4,52•10,88/4) =4,69 т/м3;

Мяр = 4,69•(•Dяр2 • Hяр/4) = 4,69 • (3,14 • 4,52•11,21/4) = 836,17 т.

4.1.2 Параметры парогенератора

Паропроизводительность камеры парогенератора:

Gпгкпг = Gпг / zкпг = 1702,993 / 4 = 425,748 кг/с. (4.6)

Параметры генерируемого сухого насыщенного пара:

- давление - 6,4 МПа;

- температура - 280оС.

Тепловая нагрузка камеры парогенератора:

Qкпг = Qярномтпк / zкпг = (3200 0,985) / 4 = 788 МВт. (4.7)

Поверхность теплопередачи камеры ПГ:

Fкпграсч = Qкпг / (К дt) м2, (4.8)

где Qкпг = 788 МВт ;

К = 5,4 кВт/(м2 • оС);

Дt = 22,29 оС;

Fкпграсч = 788 103 / (5,4 • 22,29) = 6544,056 м2;

В расчет принято Fкпг = 7200 м2.

Объем камеры ПГ:

Vкпг = vкпг • Fкпг м3, (4.9)

где

vкпг = Vкпгпр /Fкпгпр = •D2кпгпр •Lкпгпр / (4•Fкпгпр) = 0,0313м3 ; (4.10)

Vкпг= 0,0313 • 7200 = 225,36 м3,

где Dкпг = 4,2 м;

Lкпг = 4• Vкпг / (• D2кпг) = 4 216,24 / (3,14 4,22) = 15,62 м.

Масса камеры ПГ:

Mкпг = mкпг • Vкпг ,т , (4.11)

где

mкпг = Мкпгпр / Vкпгпр = 4 • Мкпгпр / (• D2кпгпр• Lкпгпр) =

= 4 • 205 / (3,14• 4,22• 13,84) = 1,179 т/м3;

Mкпг = 1,179 • 216,24 = 254,95 т.

4.2 Параметры оборудования турбинного отделения

4.2.1 Параметры главной турбины

Параметры ЦВД

ЦВД - один двухпоточный агрегат активного типа.

Длина сопловой лопатки первой ступени ЦВД определяется из уравнения сплошности потока пара:

Gпv1 = ·dсрl1· с10··sin1е. (4.12)

Отсюда длина сопловой лопатки первой ступени ЦВД l1 составляет:

l1 = Gпv1 / (·dср· с10··sin1е), м. (4.13)

Расход пара Gп = 0,5Gт = 0,5 ·1548,909 = 774,4545 кг/с.

Удельный объем пара на выходе из соплового аппарата первой ступени можно ориентировочно принять по параметрам пара за первой ступенью (так как степень реактивности первой ступени небольшая). Он составляет:

v1 = v(р = 3,5МПа, х = 0,944) = 0,0538 м3/кг ;

Средний диаметр первой ступени ЦВД dср = 1375 мм.

Теоретическую скорость пара на выходе из соплового аппарата первой ступени ЦВД с10 определяем через оптимальное отношение скоростей (u/с10)опт. Величину (u/ с10)опт можно определить по зависимости:

(u/ с10)опт = cos1/[2 (1 -)0,5], (4.14)

где - коэффициент потерь в сопловой решетке. В расчет можно принять = 0,97;

1- угол выхода потока пара из соплового аппарата первой ступени можно принять в пределах 10…14о (меньшее значение для турбин небольшой мощности). В расчет принято 1 = 13о;

- степень реактивности первой ступени ЦВД. В расчет принято =0,1.

Тогда (u/ с10)опт = 0,97cos 13о / [2 (1 - 0,1)0,5] = 0,48901.

Отсюда

с10 = u/(u/ с10)опт = dсрn/(u / с10)опт =3,141,37550 / 0,48901= 441,453 м/с. (4.15)

С учетом принятых значений параметров длина сопловой лопатки первой ступени ЦВД составляет:

l1=Gпv1/(·dср·с10··sin1е)=802,94·0.0502/

/(3,141,375441,450,97sin13о)=0,097 м. (4.16)

Параметры ЦНД

ЦНД - четыре двухпоточных агрегата активного типа.

Длина лопатки последней ступени ЦНД l = 1,2 м - принято в расчет.

Средний диаметр последней ступени ЦНД:

d = l,2 • м, (4.17)

где = 2,5- веерность последней ступени ЦНД;

d = 1,2• 2,375 = 2,85 м,

Площадь проходного сечения одного выхлопа ЦНД:

= • d • l = 3,14 • 2,85 • 1,2= 10,738 м2. (4.18)

Скорость пара на выходе из ЦНД:

с2 = Gп•v / (zпотцнд•), м/с, (4.19)

где Gп = Gгкп = 796,153 кг/с;

v1 = v(р = 6,5 кПа, х = 0,914) = 25,545 м3/кг - удельный объем пара за последней ступенью ЦНД;

zпотцнд = 8- суммарное количество потоков в ЦНД.

с2 = 796,153 •25,545 / (8•10,738) =236,62 м/с.

4.2.2 Параметры главного конденсатора

Главная конденсационная установка представлена четырьмя конденсаторами поверхностного типа (по количеству ЦНД турбоагрегата)

Тепловая нагрузка конденсатора

Q = Gгкп • (iвх- iвых) = 1750939,49 кВт, (4.20)

где Gгкп - суммарный расход пара на ГК, значения энтальпий.

Уточненное значение температуры охлаждающей воды на выходе из ГК

tоввых = tоввх + rx/(mcp) = 15 + 2427 0,92 /(42 4,18) = 27,72 оС.(4.21)

Средний температурный напор теплопередачи в конденсаторе:

Дtср= 8,089 оС.

Коэффициент теплопередачи главного конденсатора, отнесенный к наружной поверхности трубок:

К=4,07а(1,1wв/dвн0,25)х[1-ba0.5(35 - tоввх )2/1000]·

·[1+(z-2)0,1(1-tоввх/ 35)]Фв, кВт/(м2град), (4.22)

где а = 0,825 - коэффициент чистоты;

wв = 2,5 м/с - скорость охлаждающей воды в трубках - принято по прототипу;

dвн = 26 мм - внутренний диаметр трубок - принято по прототипу;

х = 0,12• а•(1+ 0,15 • tоввх) = 0,12 • 0,825• (1 + 0,15 • 15) = 0,321; (4.23)

b = 0,52 - 7,2 • Gп / F = 0,52 - 7,2 • 916,67/ 88000 = 0,445. (4.24)

Здесь приближенно принимаем Gп = Gппрот = 3300•103 /3600 =916,67кг/с;

F = Fпрот = 88000 м2;

z = 2 - количество последовательно включенных корпусов ГК;

Фв = 1 - коэффициент паровой нагрузки.

К = 4,070,825(1,1 2,13 / 260,25)0,321[1 - 0,445 0,8250,5

· (35 - 15)2 /1000] [1+ (2 - 2)0,1(1 - 15 /35)]1 = 2,845 кВт/(м2град).

Поверхность теплообмена конденсатора:

F = Q / (К • Дtср) = 1750939,49 / (2,845 8,089) = 76084,79 м2. (4.25)

Количество параллельно включенных трубок конденсатора (из выражения сплошности водяного потока):

nтр = 1,05Gов4 / (dвн2wвсв), (4.26)

где Gов = Gп • m = 796,153• 42 = 33438,426 кг/с;

dвн = 0,026 м;

wв = 2,5 м/с;

св = 1/v(р=0,1 МПа; t= 15 оС) = 1/0,0010009= 999,1 кг/м3;

nтр = 1,05 33438,426 4 / (3,140,0262 2,131000/4) = 29618 шт.

Действительная длина одной трубки:

Lтрд = F / (•dнар • nтрд )= 76084,79 / (3,14 • 0,028 • 59236) = 14,61 м, (4.27)

где dнар = 0,028 м- принято в расчет.

Площадь трубной доски для одной секции конденсатора:

Sтр.д= [(nтр д / zсек.гк) • •d2нар /4] / uтр= (4.28)

= [(59236/ 4) •3,14•0,0282 /4] / 0,278 = 32,784 м2,

где uтр = 0,278 - коэффициент использования трубной доски.

Условный диаметр эквивалентной трубной доски:

Dтр.дусл= (4Sтр.д / )0,5 = (4 32,784/ 3,14)0,5 = 6,462 м. (4.29)

Соотношение длины трубок и диаметра трубной доски:

Lтрд / Dтр.дусл = 14,609 / 6,462 = 2,261. (4.30)

Габаритная ширина конденсатора:

Bконд = Bтр.д· 1,189 = 7,39· 1,189 = 8,78 м. (4.31)

Габаритная длина конденсатора:

Lконд= Lтрдейств + 2 • Lв.к. = 14,609 + 2 • 1,8 =18,209 м. (4.32)

где Lв.к. = 1,8 м - размер водяной камеры в осевом направлении конденсатора, принято в расчет.

Габаритная высота конденсатора:

Hкон=Hтр.д · Нкон= 4,44· 2,83 =12,56 м, (4.33)

Габаритный объем конденсатора:

Vконд = Нконд•Вконд•Lконд = 12,56 • 8,78 •18,209 = 2008,03 м3. (4.34)

Масса конденсатора:

Mконд = mконд•Vкондт, (4.35)

где mконд = 0,254.

Mконд = 0,254· 2008,03 = 510,03 т.



5. ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ ПРОЕКТА

Технико-экономическое обоснование проекта содержит определение капитальных затрат на строительство АЭС, ежегодных эксплуатационных расходов, связанных с производством электроэнергии, себестоимости электроэнергии и проектных технико-экономических показателей.

5.1 Определение величины и структуры капитальных вложений

Капитальные вложения -- это инвестиции, направленные в создание основных фондов АЭС.

На стадии эскизного проекта величина капиталовложений определяется по формуле:

К = k • Nу = 300000 • 1000000 = 300 млрд. руб., (5.1)

где К - капиталовложения в проектируемый энергоблок, руб.;

k - удельные капиталовложения (капиталовложения на единицу установленной мощности), руб./кВт; принято k =300000 руб./кВт;

Nу - установленная мощность энергоблока, МВт.

Распределение капиталовложений показано в таблице 1.9.

Таблица 5.1 - Распределение капиталовложений

Основное содержание затрат	Стоимость, млрд.руб
Подготовка территории	1,5
Объекты основного производственного назначения (главного корпуса и др.)	209
Объекты подсобного назначения	5,8
Объекты вспомогательного энергохозяйства	14,2
Объекты транспорта и связи	6
Внешние сети	6
Благоустройство	1,8
Временные здания и сооружения	12,3
Прочие работы и затраты	11,7
Содержание дирекции строящейся электростанции	0,9
Подготовка эксплуатационного персонала	0,7
Проектные и изыскательские работы	7
Непредвиденные расходы	32
Всего	300

5.2 Расчет выработки и отпуска электроэнергии

Растет выработка и отпуск электроэнергии определяет исход из заданного в проекте режиме использования ЭБ в энергосистеме, который определяет числом часов использования установленной мощности.

Годовая выработка электроэнергии:

WБРУТТО = Nу•h = 1000000•8760 = 8,129•109кВт•час/год, (5.2)

где WБРУТТО - энерговыработка за кампанию, кВт•час/год;

h = КИУМ·8760 - число часов работы на установленной мощности. КИУМ принято 0.928%.

Годовой отпуск электроэнергии в энергосистему Wнетто определяется с учетом расхода электроэнергии на собственные нужды:

WНЕТТО = WБРУТТО•(1 - КСН) = 8,129•109• (1 - 0,05) = 7,722•109кВт•час/год, (5.3)

где WНЕТТО - количество отпущенной электроэнергии, кВт•час;

КСН - коэффициент расхода электроэнергии на СН.

5.3 Расчет эксплуатационных расходов за кампанию

Издержки на производство электроэнергии группируются по следующим экономическим элементам: ядерное топливо, амортизация основного капитала, ремонт основных фондов, зарплата с отчислениями, прочие расходы, внепроизводственные расходы.

Исходя из этого, определяются годовые издержки на производство электроэнергии, так называемые годовые эксплуатационные расходы:

Uгод = Uт + Uа + Uрем + Uз.п. + Uпр + Uвн, (5.4)

где Uт - затраты на топливо, руб.;

Uа - годовые амортизационные отчисления, руб.;

Uрем - затраты на все виды ремонта, руб.;

Uз.п. - затраты на оплату труда промышленно-производственного персонала с отчислениями на социальное страхование, в пенсионный фонд и фонд занятости, руб.;

Uпр - прочие затраты, руб.;

Uвн - внепроизводственные расходы, руб.

Затраты на топливо. Составляющие формулы эксплуатационных издержек за кампанию определяются:

Uт = Gгод•(Цт + Цхр + ), (5.5)

где Gгод - годовой расход ЯТ, кг;

Цт-цена за 1 кг ЯТ с учетом изготовления кассет и стоимости доставки, руб;

Принято Цт=80000 руб

Цхр - затраты на хранение и вывоз ОЯТ, руб/кг.

Принято Цхр=80000 руб

где (0,308 · ЦТ)/50 - условное выражение для стоимости части первоначальной топливной загрузки, сохраняющейся невыгоревшей к моменту окончания эксплуатации энергоблока через 50 лет.

Gгод = Wбрутто· 8,129·109/(24·50000·0,3127) = 21664 кг, (5.6)

где Wбрутто - энерговыработка брутто, кВт.час;

В - средняя глубина выгорания ЯТ по проекту, МВт•сут/кг;

з - КПД станции брутто.

Uт = 21664 ·(80000+80000 +0,308·80000/50) = 2,2·109 руб. (5.7)

Амортизационные отчисления в процессе кампании. Uа- амортизационные отчисления в процессе кампании. Определяются по средней норме амортизационных отчислений от стоимости капиталовложений с коэффициентом б, которые определяют первоначальную стоимость основных фондов к моменту начала эксплуатации:

Uа = На•б?К = 0,02•0,9 • 300 •109 = 5,4 млрд. руб., (5.8)

где На- средняя норма амортизации по основным фондам АЭС, в процентах, На=2%;

К - капиталовложения в строительство, руб.;

б = 0,9 ввиду того, что не вся стоимость по сметно-финансовому расчету строительства переводится в первоначальную стоимость основных фондов.

Затраты на оплату труда ППП с отчислениями на соцстрахование. Uз.п. - годовые расходы на зарплату ППП с отчислениями на социальное страхование, фонд занятости, пенсионный фонд:

Uз.п. = Rспис • Фгз.п. • (1 + К'), (5.9)

где Rспис - среднесписочный состав ППП (промышленно-производственного персонала);

Фгз.п.-годовой фонд зарплаты одного ППП;

Принято Фгз.п.= 60000 • 12 = 720000 руб./год;

K' - суммарный коэффициент отчислений на социальное страхование, фонд занятости K' = 0,3.

Rспис = nшт • Nу = 0,8•1000 = 800 чел; (5.10)

где nшт - штатные коэффициенты соответственно первого и последующего блоков станции;

Nу - установленная мощность блоков, МВт.

Uз.п. = 800 • 720000 • (1 + 0,38) = 993 млн.руб. (5.11)

Затраты на ремонтные работы. Uрем. - затраты на текущий ремонт. Определяются в зависимости от стоимости основных фондов, руб.:

Uрем = Крем • К • б = 0,005 ? 300 ?109 ? 0,9 = 1,35 млрд. руб., (5.12)

где Крем - коэффициент отнесения затрат на ремонт, предельное значение 0,05.

Затраты на прочие расходы. Uпр. - прочие расходы включают в себя затраты на вспомогательные материалы, работы по повышению безопасности, охрану, автотранспорт, связь и другие общестанционные расходы:

Uпр = Kпр • (Uа + Uз.п + Uрем) = 0,2 • (5,4+ 0,993 + 1,35) •109 = 1,548 млрд. руб., (5.13)

где Kпр - коэффициент отнесения затрат на прочие расходы. Зависит от соотношения цен на все виды материалов, услуг, уровня зарплаты, амортизации. В расчет принято Kпр= 0,15.

Внепроизводственные расходы. Uвн - внепроизводственные расходы. Представляют собой отчисления в государственные и негосударственные фонды, установленные действующим законодательством. Относятся на себестоимость электроэнергии в доле от стоимости, реализованной продукции. Примем их долю порядка 10 %.

Uвн = Wнетто • Тэ • 0,1 = 7,722• 109 • 2 • 0,1 = 1,54 млрд. руб., (5.14)

где Wнетто - электроэнергия, отпущенная с шин электростанции в энергосистему, кВт•час;

Тэ - средний тариф за 1 кВт• час, принято 2 руб.

Uгод = 13,031 млрд. руб.

5.4 Расчет составляющих себестоимости единицы электроэнергии

Себестоимость 1 кВт•часа отпущенной электроэнергии:

С = Uгод/ Wнетто = 13,031·109/7,722·109 = 1,687 руб. (5.15)

Топливная составляющая:

Ст= Uт/Wнетто = 2,2·109/7,722·109 = 0,284 руб. (5.16)

Постоянная составляющая:

Сп = (Uгод- Uт)/ Wнетто = (13,031·109-2,2·109)/ 7,722·109 = 1,402 руб. (5.17)

1.7.5 Определение финансовых показателей проекта

Доход от реализации проекта определяется суммой выручки от реализации электроэнергии по оптовой цене через Национальный диспетчерский центр на энергетическом рынке.

Д = Wнетто•Тэ = 7,722•109•3= 23,166 млрд. руб., (5.18)

где Тэ = 3 рубля - средний тариф за 1 кВт•час - принято в расчет.

Балансовая прибыль, определяется как разница между доходом от всех видов деятельности и издержками производства:

ПБАЛ = Д - Uгод = 23,166•109 - 13,031 •109 = 10,135 млрд. руб. (5.19)

Рентабельность производства:

, (5.20)

где Пбал - балансовая прибыль, руб.;

Uгод - годовые издержки на производство электроэнергии, руб.

Рбал = (10,135 •109/13,031•109) •100% = 78%, (5.21)

Налог на прибыль предприятия:

Нпр = а • ПБАЛ = 0,15 •10,135 •109 = 1,52 млрд. руб., (5.22)

где а - ставка налога на прибыль, а =15 %.

Чистая прибыль предприятия:

ПЧИСТ. = ПБАЛ - Нпр = 10,135•109 - 1,52•109 = 8,61 млрд. руб. (5.23)

Критический объем производства (точка безубыточности):

Wкр = (Uгод- Uт)/ (Тэ- Ст) = 3,98•109 кВт•час. (5.24)

10.7.5.7 Срок окупаемости (от начала эксплуатации) можно определить по формуле расчета простого срока окупаемости:

РР= К / Пчист=300·109/8,61·109=35 лет (5.25)

Таблица 5.2- Сводные технико-экономические показатели проекта

Технико-экономические показатели	Размерность	Величина
Установленная мощность	МВт	1000
КИУМ	-	0,928
Число часов использования установленной мощности в году	час	8146
КПД брутто	-	0,312
Коэффициент расхода электроэнергии на СН	-	0,05
Глубина выгорания ядерного топлива	МВт•сут/т	50
Штатный коэффициент	чел./МВт	0,8
Нормативный срок строительства	лет	6
Капиталовложения к началу эксплуатации	млрд.руб.	300
Стоимость 1 кг ядерного топлива	руб.	80000
Себестоимость 1 кВт•час	руб.	1,602
Топливная составляющая	руб.	0,284
Постоянная составляющая	руб.	1,402
Критический объём производства	кВт•час	3,98·109
Балансовая прибыль	млрд.руб.	10,135
Рентабельность производства	%	78
Чистая прибыль	млрд.руб.	8,61
Срок окупаемости (от начала эксплуатации)	год	34,84

В результате расчета экономических показателей были определены капитальные затраты на строительство, ежегодные расходы, связанные с производством электроэнергии, чистая приведенная прибыль, внутренняя норма прибыли, индекс доходности, срок окупаемости проекта, рентабельность и т.д.

Срок окупаемости проекта свидетельствует о его ликвидности, т.е. возможности вернуть затраченные первоначально средства на реализацию проекта за возможно меньший срок.

Строительство нового энергоблока при данных исходных технических параметрах экономически оправдано.



ЗАКЛЮЧЕНИЕ

ядерная энергетическая установка циркуляционный насос

В соответствии с заданием был разработан эскизный проект ЯЭУ для блока АЭС с электрической мощностью генератора 1000 МВт. Для большей безопасности была принята двухконтурная схема ЯЭУ. В качестве прототипа была принята ЯЭУ с РУ В-320 и турбиной К-1000-60/3000. В отличии от прототипной установки:

повышенное давление в первом контуре (с 16МПа до 16,2 МПа), что может привести к увеличению температуры теплоносителя, что приведет к увеличению КПД ЯЭУ в целом;

одноступенчатый перегрев пара в СПП. Это существенно упрощает конструкцию СПП, что приводит к увеличению надежности;

повышенное давление в деаэраторе (с 0,7 МПа до 0,75 МПа). Это повышает теплотехническую надежность ПГ;

пониженное давление в конденсаторе (до 4,5 кПа). Это увеличивает КПД ПТУ в целом.

Теплоэнергетический расчет ЯЭУ дал следующие результаты:

- КПД ЯЭУ брутто 31,2%;

- Тепловая мощность ЯР 3200 МВт;

- Паропроизводительность ППУ: 1703 кг/с;

- КПД ЯЭУ нетто: 29,9%.

Для вычисления КПД ЯЭУ нетто произведен расчет потребностей электроэнергии на собственные нужды. Также оценены массогабаритные показатели основного оборудо-вания ЯЭУ.

Также было произведено технико-экономическое обоснование проектируемой ЯЭУ:

- Стоимость 1 энергоблока: 300 млрд. руб;

- Себестоимость энергоблока: 1 кВт•часа: 1,687 руб;

- Срок окупаемости: 35 лет.

Из анализа проведенных расчетов следует, что данный эскизный проект установки соответствует современным нормам и требованиям, предъявляемым для проектов АЭС.



СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ

1. Кирияченко В.А., Петрыкин В.Н., Пилипчук Б.Л., Смирнов С.Б., Сычев Е.Н., Тулуб С.Б. «Основы теории и проектирования ядерных энергетических устано-вок атомных электрических станций»: Учебник. - Севастополь, 2011.

2. Зорин В. М. Атомные электростанции: учебное пособие / В. М. Зорин - М.: Из-дательский дом МЭИ, 2012. - 672 с.: ил.

3. Кирияченко В.А. Конструкция и системы паротурбинных установок АЭС: Учеб-ное пособие: Севастополь 1998.-543с.

4. Пак П. Н. Насосное оборудование атомных станций. М.: Энергоатомиздат, 2003.150с

5. Синев Н. М. Экономика атомной энергетики: Основы технологии и экономики производства ядерного топлива. Экономика АЭС: Учеб. Пособие для вузов / Н. М. Синев. - М.: Энергоатомиздат, 1987. - 480 с.: ил.

6. Ривкин С.Л. Термодинамические свойства воды и водяного пара. Справочник / Ривкин С.Л., Александров А.А. 1984.

7. I-s диаграмма свойств воды и водяного пара.

Размещено на Allbest.ru

Размещено на Allbest.ru

...