Проект атомной электрической станции

На сегодняшний день ядерная энергетика является важной и неотъемлемой частью мировой экономики. В мире действуют 434 ядерных энергоблока, которые вырабатывают более 14% всей электроэнергии в мире. Основными предпосылками развития и функционирования ядерной энергетики являются, во-первых, высокая калорийность ядерного топлива (примерно в 2106 раза выше, чем органического топлива). Поэтому на основе ядерной энергетики можно развивать энергетическую базу районов, лишенных собственных запасов энергетического сырья, без увеличения затрат на его доставку. Во-вторых малое, в условиях нормальной эксплуатации, загрязнение окружающей среды, что характерно при сжигании органического топлива, где расходуется огромное количество кислорода и происходит выброс продуктов сгорания в окружающую среду.

Суммарное производство электроэнергии на АЭС в год в настоящее время эквивалентно сжиганию на ТЭС-550 106 тонн угля или 320 106 тонн нефти. ТЭС электрической мощностью 1000 МВт потребляет в год 3106 тонн угля, производя при этом 7106 тонн углекислого газа, 120 103 тонн диоксида серы, 20 103 тонн оксидов азота и 750 103 тонн золы. Накопление в атмосфере диоксида углерода и ряда других продуктов сгорания уже к 2030 году может привести к парниковому эффекту и глобальному росту температуры на 1,5−4,5 К, в результате уровень мирового океана поднимется на 0,8−1,7 м.

Проект АЭС с реакторами ВВЭР нового поколения учитывает положительный опыт эксплуатации и направлен на снижение вероятности тяжелых аварий путем использования высоконадежных активных и пассивных систем безопасности.

Только одними пассивными системами без вмешательства оператора можно расхолодить реактор и привести его в безопасное состояние. В случае аварии повышенная безопасность станции избавляет от необходимости эвакуации населения и уменьшает экологический риск аварии.

Атомная энергетика в экономике многих стран занимает значительное место, что отказ от неё уже невозможен. В России эксплуатируется 25 энергоблоков на 9 АЭС. Россия занимает 5 место по количеству вырабатываемой энергии на АЭС, а по вкладу АЭС в общее производство электроэнергии 15 место (12%).В этих условиях становится очевидно необходимость строительства АЭС.

1. Технико-экономическое обоснование строительства АЭС

Методика расчета показателей эффективности инвестиционных проектов состоит из 4 основных частей:

1. Выбор основных технических характеристик проектируемых объектов на основе литературных и других источников.

2. Расчет сметы затрат на производство по каждому инвестиционному проекту.

3. Расчет показателей эффективности инвестиционных проектов.

4. Выводы по результатам анализа и сопоставления показателей эффективности инвестиционных проектов.

Выбор основных технических характеристик может быть ориентировочным. При выборе альтернативных вариантов должны обеспечиваться следующие условия сопоставимости объектов:

— обеспечение полной энергетической взаимозаменяемости сравниваемых вариантов (принцип равного энергетического эффекта), т. е. обеспечение потребителей требуемыми видами энергии одинаковыми в количественном и качественном отношении;

— рассмотрение каждого из сравниваемых вариантов при оптимальных для него условиях;

— определение экономических показателей для одинаковых уровней цен, моментов времени, климатических и территориальных условий;

— показатели надежности имеют одинаковые значения;

— варианты уравнены по экологическому воздействию.

В смету затрат на производство включаются следующие годовые эксплуатационные издержки:

— материальные затраты, в том числе:

издержки на топливо для технологических нужд;

издержки на ремонт;

прочие материальные затраты (вода, электроэнергия, ГСМ, топливо на прочие нужды и т. д.);

— заработная плата;

— начисления на заработную плату;

— амортизация основных фондов;

— прочие расходы:

командировочные расходы, услуги связи, охрана, плата за ПДВ и т. д.;

налог на имущество;

другие федеральные, региональные и местные налоги, относимые на деятельность предприятий (водный, земельный), а также иные расходы.

Эффективность инвестиционных проектов оценивается с помощью показателей эффективности: ЧДД, ИД, ВНД, Ток.

Чистый дисконтированный доход (ЧДД) — превышение интегральных результатов над интегральными затратами по проекту.

ЧДДt = (Rt — Зt) * бt — Кt * бt, млн. руб.

где Rt — результат (доходы), достигаемые на t-ом шаге расчета;

Зt — затраты (без капитальных), осуществляемые на t-том шаге;

где бt — коэффициент дисконтирования;

Е — норма дисконта, равная приемлемой для инвестора норме дохода на капитал (принимается по рекомендации консультанта);

t — номер шага расчета, как правило, по годам, начиная с момента начала осуществления проекта (строительства, монтажа и др.);

Кt — капиталовложения на t-том шаге.

Если ЧДД>0, то проект эффективен и может быть реализован на практике.

Индекс доходности (ИД) — отношение суммы приведенных эффектов к величине капиталовложений.

ИД = ((Rt — Зt) * бt) / (Кt * бt.)

Если ИД >1, то проект эффективен, в противном случае — нет. Внутренняя норма доходности (ВНД) — это такая норма дисконта (Евн), при которой величина эффектов равна капиталовложениям.

(Rt — Зt) * (1 + Евн) — t = Кt * (1 + Евн) — t

Если Евн больше либо равна требуемой инвестором нормой дохода на капитал Евн? Е, то инвестиции в проект оправданы. Если сравнение вариантов по ЧДД и ВНД приводит к противоположным результатам, то предпочтение отдается ЧДД.

Срок окупаемости — это период времени от начала проекта до момента времени в расчетном периоде, после которого ЧДД становиться положительным. Определяется графически или по уравнению.

Проведем сравнение двух вариантов АЭС и КЭС, работающей на угле. АЭС мощностью 4000 МВт состоит из четырех блоков по 1000 МВт с водо-водяными энергетическими реакторами ВВЭР-1000 и турбинами К-1000−60/1500.

При сравнении вариантов энергоснабжения соблюдаются следующие условия сопоставимости:

1. Обеспечение полной энергетической взаимозаменяемости сравниваемых вариантов (принцип равного энергетического эффекта), т. е. обеспечение потребителей требуемыми видами энергии, одинаковыми в количественном и качественном отношениях.

2. Рассматривание каждого из сравниваемых вариантов при оптимальных для него условиях.

3. Определение экономических показателей сравниваемых вариантов для одинаковых уровней цен, моментов времени, климатических и территориальных условий.

Таблица 1 Исходные данные расчета показателей эффективности

1.1 Расчет показателей эффективности инвестиционного проекта АЭС

Определение общей выработки электроэнергии электростанции:

Определение отпуска электроэнергии с шин электростанции:

Эсн — расход электроэнергии на собственные нужды

Расчет капитальных вложений:

— удельные капитальные вложения, руб./кВт

Капитальные вложения в систему магистральных ЛЭП:

kЛЭП — удельные капитальные вложения в систему транспорта ЭЭ, руб./кВт*км

LЛЭП-длина магистральной ЛЭП, км

Общие капиталовложения в АЭС, ЛЭП:

Годовые капитальные вложения на t-ом шаге расчетного периода:

Тстринвестиционный период

Расчет себестоимости производства и затрат по проекту в 1-ом году эксплуатации.

Материальные затраты:

Топливные издержки на производство электроэнергии:

Расход топлива на АЭС:

bээ — удельный расход топлива на выработку ээ, г у.т./кВт*ч

— цена топлива используемого на станции, руб./

В-глубина выгорания топлива, МВт сут /

Издержки на ремонт:

Прочие материальные издержки:

другие материальные затраты в долях от затрат на топливо, ремонт.

В итоге материальные затраты составляют:

Издержки на заработную плату:

— штатный коэффициент, чел./МВт

Отчисления на социальные нужды:

Амортизация основных фондов рассчитывается линейным способом:

Коэффициент амортизации:

Прочие затраты:

Плата за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т. д.:

— плата за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т. д. в долях от затрат на ремонт, заработной платы с начислениями и амортизации.

Налог на имущество организаций:

— ставка налога на имущество

Земельный налог:

kзем — удельная кадастровая стоимость земли, руб./м2

Hзем — ставка земельного налога

Водный налог:

Hвод — ставка водного налога,

— удельный обьем воды приходящийся на кВт*ч, м3/ кВт*ч

Смета затрат:

=

7320,45+540+141,48++=29 554,0 млн руб.

Выручка от реализации электроэнергии в первый (2010) год эксплуатации:

Валовая прибыль в первый (2010) год эксплуатации:

Налог на прибыль в первый (2010) год эксплуатации:

Чистая прибыль в первый год эксплуатации:

НПР — ставка налога на прибыль

Затраты по проекту в первый (2010) год эксплуатации:

Срок окупаемости для данного инвестиционного проекта равен 20,5 годам.

Индекс доходности для проекта АЭС:

1.2 Расчет показателей эффективности инвестиционного проекта КЭС

Определение отпуска электроэнергии с шин электростанции:

Определение общей выработки электроэнергии электростанции:

Эсн — расход электроэнергии на собственные нужды

Установленная мощность КЭС:

Расчет капитальных вложений:

— удельные капитальные вложения

Капитальные вложения в систему магистральных ЛЭП:

kЛЭП — удельные капитальные вложения в систему транспорта ЭЭ, руб./кВт*км

LЛЭП-длина магистральной ЛЭП, км

Общие капиталовложения в АЭС, ЛЭП:

Годовые капитальные вложения на t-ом шаге расчетного периода:

Тстринвестиционный период

Расчет себестоимости производства и затрат по проекту в 1-ом году эксплуатации.

Годом начала эксплуатации станции считаем 2010 год, значит годом начала строительства является 2003 год. Исходя из этого определяем в дальнейшем цены на топливо в соответствующем году.

Материальные затраты:

Топливные издержки на производство электроэнергии:

— цена топлива используемого на станции, руб./т.у.т

bээ — удельный расход топлива на выработку ээ, г у.т./кВт*ч

Издержки на ремонт:

Прочие материальные издержки:

другие материальные затраты в долях от затрат на топливо, ремонт.

В итоге материальные затраты составляют

Издержки на заработную плату

— штатный коэффициент, чел./МВт

Отчисления на социальные нужды:

Амортизация основных фондов рассчитывается линейным способом:

Коэффициент амортизации:

Прочие затраты:

Плата за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т. д.:

— плата за ПДВ, командировочные расходы, услуги связи, охрана и т. д. в долях от затрат на ремонт, заработной платы с начислениями и амортизации.

Налог на имущество организаций:

— ставка налога на имущество

Земельный налог:

kзем — удельная кадастровая стоимость земли, руб./м2

Hзем — ставка земельного налога

Водный налог:

Hвод — ставка водного налога,

— удельный объем воды приходящийся на кВт*ч, м3/ кВт*ч

Смета затрат:

=

26 083,84+445,20+116,64++=50 657,80 млн руб.

Выручка от реализации электроэнергии в первый (2010) год эксплуатации:

Валовая прибыль в первый (2010) год эксплуатации:

Налог на прибыль в первый (2010) год эксплуатации:

Чистая прибыль в первый год эксплуатации:

НПР — ставка налога на прибыль

Затраты по проекту в первый (2010) год эксплуатации:

Данный инвестиционный проект угольной КЭС в Северо-западном регионе можно считать не рентабельным. Этот следует из-за того, что в данном регионе отсутствует месторождения угля, что ведет к значительному увеличению цены на данное топливо в этом регионе.

Индекс доходности для проекта КЭС:

Показатели эффективности сравниваемых вариантов

Вывод: По результатам проведенных расчетов можно сказать, что инвестиционный проект АЭС в районе Северо-запада является более рентабельным, чем проект угольной КЭС, так как в данном регионе отсутствует месторождение угля, что значительно увеличивает его стоимость.

2. Характеристика электрических нагрузок района

Необходимо спроектировать АЭС в Северо-западном регионе на реке Неве. Условия работы электрической системы и входящих в ее состав электростанций определяются режимом электропотребления района.

На рисунке показан график электрических нагрузок. Так как АЭС работает в базовой части графика, то продолжительное время АЭС работает на номинальном режиме. Всего в году данная АЭС работает 8088 часов, из них 2664 часов — на пониженной нагрузке. Остальное время в году — профилактика.

Годовой график электрической нагрузки станции

3. Расчет тепловой схемы станции

3.1 Номинальный режим

Расчет тепловой схемы АЭС сводится к расчету ее турбоустановки. Конечная цель такого расчета — определение расхода пара на турбину D0 при заданной ее электрической мощности Nэ.

Исходные данные:

1. Электрическая мощность турбины 1000 МВт;

2. Начальные параметры пара:

давление 6 Мпа температура 275 0 С степень сухости 99,5%;

3. Давление пара в конденсаторе 0,004МПа Построение процесса работы пара в турбине в

h, s — диаграмме Для определения состояния пара в ступенях турбины и в СПП строим процесс расширения пара.

Параметры пара в точке 0:

Po = 6 МПа

to = 275 C

ho=2776 кДж/кг хо=0,995.

Приняв потери давления в паровпускных клапанах в размере 3% от давления свежего пара, получаем давление пара перед ЦВД рo'= ро — 3% = 6 — 3% = 5,82 МПа

Процесс 0 — 0' - процесс дросселирования пара в паровпускных и стопорных клапанах. Процесс 0'-3t — изоэнтропный процесс расширения пара в ЦВД. Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения h3t = 2464 кДж/кг. Процесс 0' - 3 — действительный процесс расширения в ЦВД. Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения может быть найдена по формуле:

h3 = ho — (hо — h3t)* oi цвд = 2776 — (2776−2464)* 0.78 = 2533 кДж/кг Параметры пара в точке 3:

oi цвд =0,78

х3 = 0,856

h3 = 2533 кДж/кг.

Учитываем потери давления пара в С, ПП0, ППс рс=рд*0,98=0,98МПа;

рпп0=рс*0,975=0,956Мпа;

рппс= рпп0*0,975=0,93Мпа.

Процесс 34 — Kt — изоэнтропный процесс расширения пара в ЦНД. Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения hкt =2120 кДж/кг.

Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения 34 — К может быть найдена по формуле

hк = h3 4 — (h3 4 — hкt)* oi цнд = 2976 — (2976−2120)* 0,805 = 2286 кДж/кг.

Параметры пара в точке К

oi цнд=0,805;

хк=0,899;

hк=2286 кДж/кг.

Построение процесса расширения пара в приводной турбине питательного насоса Параметры пара перед стопорным клапаном турбины:

ро тп = 0,8 МПа

hотп = 2972 кДж/кг Давление в конденсаторе турбины рк тп = 0,006МПа КПД турбины

oi тп =0,8

Энтальпия пара в конце изоэнтропного процесса расширения

h кt тп = 2184 кДж/кг Энтальпия пара в конце действительного процесса расширения

hк тп = ho тп — (ho тп — hкtтп)*oiтп = 2972 — (2972−2184)*0,8 = 2343 кДж/кг.

Расчет параметров воды и водяного пара в характерных точках системы регенеративных подогревателей По известным давлениям Pj в отборах на регенерацию определяем давления в соответствующих регенеративных подогревателях.

Рпj = (1 — Ротб) * Рj,

где Ротб — относительные потери давления в трубопроводах регенеративных отборов. Принимаем Ротб = 0,04 МПа.

Рот1 = 2,726 МПа Рот2 = 1,69 МПа Рот3 = 0,96 МПа Рот4 = 0,4128 МПа Рот5 = 0,1824МПа Рот6 = 0,0553 МПа Рот7 = 0,0166 МПа По таблицам свойств воды и водяного пара определяем температуру насыщения

tпj н = f (Pпj)

Температура нагреваемой воды не выходе из j-го подогревателя находится по формуле

tвj = tпjн — tпj,

где дtпj — недогрев воды до температуры насыщения.

Энтальпия основного конденсата на выходе из конденсатора

hк = f (Рк) =121 кДж/кг Энтальпия дренажа из сепаратора:

hдрс = f (Р3) = 763 кДж/кг Энтальпия дренажа из ППI:

hдрПП0 = f (Р1) = 994 кДж/кг Энтальпия дренажа из ППII:

hдр ППс = f (Ро) = 1203 кДж/кг Результаты расчетов сведены в таблицу 3.1.

Давление конденсата за конденсатным насосом принимается равным

Давление конденсата перед конденсатным насосом Величина нагрева конденсата в конденсатном насосе принимается равной

где м3/кг

°С Температура воды за конденсатным насосом

.

Энтальпия конденсата после конденсатного насоса кДж/кг

кДж/кг Работа конденсатного насоса Давление питательной воды за питательным насосом принимается равным

.

Давление питательной воды за питательным насосом принимается Для определения энтальпии за питательным насосом необходимо.

м3/кг

кДж/кг Энтальпия воды за питательным насосом

кДж/кг Работа питательного насоса

Параметры воды и пара в характерных точках системы регенерации

Определение расходов греющего пара на элементы схемы

Расходы пара на элементы тепловой схемы турбоустановки в долях расхода свежего пара на турбину определяется на основе решения уравнений теплового и материального балансов элементов схемы.

Относительный расход пара на турбоустановки

Относительный расход пара из парогенераторов АЭС

Относительный расход продувочной воды из парогенераторов Относительный расход питательной воды

Первоначально рассчитываем сепаратор — промперегреватель, используя в качестве определяющей величины долю расхода пара через промежуточные перегреватели пп:

Отвод влаги из сепаратора Уравнение теплового баланса для ПП0

Расход пара на ППI:

Уравнение теплового баланса для ППС:

Доля отбора пара на ППС:

Уравнение теплового баланса для ПВД 1:

Доля отбора на ПВД № 1:

Уравнение теплового баланса для ПВД 2:

Доля отбора пара на ПВД2:

Доля отбора пара на ПВД 3:

Уравнение материального баланса деаэратора:

Выразим бкд и бдотп

Уравнение теплового баланса деаэратора:

Из совместного решения этих уравнений определяем расход греющего пара на деаэратор:

И расход основного конденсата:

Рассчитываем в явном виде определяющее значение расхода пара через промежуточные пароперегреватели:

Определяем значения величин, выраженных через пп:

Уравнение теплового баланса для ПНД 4

Параметры воды и пара в характерных точках системы регенерации

Определение расходов греющего пара на элементы схемы произведем как и при расчете номинальной нагрузки. Полученные результаты сведем в таблицу.

Результаты расчета тепловой схемы на пониженной нагрузке

4. Описание станции

4.1 Выбор основного оборудования станции

Основным оборудованием станции являются: реакторная установка, турбоустановка, электрогенераторы и трансформаторы.

Реактор Основные характеристики серийной реакторной установки ВВЭР-1000

Парогенератор Парогенераторная установка принадлежит как первому, так и второму контуру.

Основные характеристики горизонтальных парогенераторов АЭС с ВВЭР-1000

Конструкция турбины В состав турбоустановки входят турбоагрегат и вспомогательное теплообменное оборудование: конденсаторы, регенеративные подогреватели, деаэратор, конденсатный, питательный и циркуляционный насосы.

Турбина представляет собой одновальный агрегат, состоящий из четырех цилиндров: одног ЦВД совмещенного с ЦВД и трех ЦНД. Парораспределение — дроссельное. К-1000 выполнена без регулируемых отборов пара, с сепарацией и однократным двухступенчатым перегревом (отборным свежим паром).

Основные характеристики турбины К-1000−60/1500−2

Комплектно с турбиной К-1000−60/1500 поставляется генератор ТВВ-1000−4.

Основные характеристики генератора

4.2 Основные характеристики вспомогательного оборудования

Компенсатор объема На ВВЭР-1000 установлен компенсатор объема парового типа, вертикального исполнения его со встроенными внутрь горизонтальными электронагревательными в два ряда. Максимальные габаритные размеры по высоте 13,66 м, по диаметру 3,0 м. Компенсатор объема изготавливается из углеродистой стали. Для обеспечения требуемой коррозионной устойчивости внутренняя поверхность корпуса покрывается нержавеющей сталью.

Характеристики компенсатор объема

Главный циркуляционный насос Главный циркуляционный насос предназначен для создания циркуляции теплоносителя в замкнутом контуре. ГЦН состоит из насоса, выносного электродвигателя и вспомогательных систем с механическим уплотнением вала. Для АЭС с ВВЭР-1000 используется ГЦН-195. Он устанавливается на «холодной» нитке петли реакторного контура. ГЦН работают в режиме параллельной работы четырех насосов при номинальных параметрах теплоносителя. Давление в первом контуре, при котором допускается включение ГЦН по условиям предотвращения кавитационного износа рабочих лопаток, растет с повышением температуры и составляет 1,5−2,0 МПа.

Основные параметры ГЦН-195

Конденсатор Процесс конденсации пара, отработавшего в турбине, осуществляется в конденсационной установке при постоянном давлении за счет нагрева охлаждающей воды, температура которой ниже температуры насыщения пара.

Конденсационное устройство состоит из конденсаторной группы, конденсатных насосов и воздухо-удаляющего устройства.

Конденсаторная группа состоит из трех конденсаторов подвального типа, что обеспечивает более простую компоновку турбоагрегата. Конденсаторы снабжены устройством для очистки трубок резиновыми шариками.

Характеристики конденсатора турбины К-1000−60/1500

Теплообменное оборудование системы регенеративного подогрева питательной воды Регенеративная установка предназначена для подогрева питательной воды паром, отбираемым из нерегулируемых отборов турбины, и имеет четыре ступени подогревателей низкого давления, три ступени подогревателей высокого давления и деаэратор.

Основные характеристики ПНД (Завод — изготовитель ПОТКЗ)

Основные характеристики ПВД (Завод — изготовитель ПО ТКЗ)

Деаэратор Деаэрация питательной воды осуществляется в двух деаэраторах ДП-3200 (2×1600/185) повышенного давления, произведенных БКЗ. Деаэраторы включены параллельно по воде и греющему пару. На каждом деаэраторном баке установлено по две вертикальные деаэраторные колонки, рассчитанные на деаэрацию в каждой по 1 600 000 кг/ч питательной воды.

Основные характеристики ДП-3200

Турбонасос, турбина приводная Для покачивания по трассе деаэрированой воды применяется трехступенчатый центробежный питательный турбонасос (2 шт.) типа ПТ-3750−100 с подачей 3750 м³/ч и развиваемым давлением 7,5 МПа.

В связи с большим расходом питательной воды в качестве привода питательного насоса используется паровая турбина К-12−10П, которая снабжается паром, отбираемым после СПП.

Основные характеристики ПТ-3750−100

Основные характеристики К-12−10П

Насос бустерный Для обеспечения бескавитационной работы питательный насосов, на каждый из них ставится по три предвключеных насоса ПД-1600−180−1.

Основные характеристики бустерного насоса ПД-1600−180−1

Конденсатные насосы Конденсатные насосы поставляются комплектно с турбоустановкой К-1000−60/1500. Конденсатные насосы типа КсВ-2000;90 (3 шт.).

Основные характеристики конденсатных насосов

4.3 Компоновка главного корпуса АЭС

В главном корпусе расположено основное технологическое оборудование — реактор, парогенераторы, турбины, конденсаторы, электрогенераторы и все вспомогательное оборудование, непосредственно связанное с ними.

Компоновка главного корпуса подчинена основному гигиеническому принципу подразделения на зоны. К зоне строгого режима главного корпуса относят: центральную часть зала с реактором и смонтированным на нем оборудованием, шахты перегрузки и выдержки, а также помещения, в которых располагают оборудование и проходят трубопроводы контура радиоактивного теплоносителя. В эту же зону входят помещения, в которых проводят работы, связанные с вскрытием загрязненного оборудования или сопровождающиеся периодическим загрязнением радиоактивными веществами. Компоновка предусматривает вход в помещения зоны строгого режима только через санпропускник. Для прохода после останова реактора из полуобслуживаемых помещений в необслуживаемые имеется санитарный шлюз. Для доставки материалов, приборов, оборудования и инструментов в зону строгого режима предусмотрены отдельные въезды с механизированной разгрузкой.

К зоне свободного режима относят машинный зал, операторские щитовые и другие помещения, предназначенные для постоянного пребывания людей. Здесь влияние ионизирующего излучения на персонал не превышает допустимых норм.

Важным объектом, располагаемым в главном корпусе, является блочный щит управления (БЩУ). С учетом важности его функционирования на случай возникновения пожара на БЩУ сооружается резервный щит управления (РЩУ), который располагается на значительном расстоянии.

Кроме РЩУ и БЩУ на АЭС имеется центральный щит управления. С него осуществляется выдача электроэнергии в систему и распределение нагрузки между блоками.

Компоновка машинного зала Оборудование турбинного цеха размещают на двух уровнях: наверху — турбину, генератор и возбудитель, внизу — конденсаторы, циркуляционные и конденсатные насосы, регенеративные и прочие подогреватели.

В верхней части конденсаторного отделения, непосредственно под площадками турбогенератора, прокладывают основные паропроводы, подводящие свежий пар к турбине. Взаимное расположение вспомогательного оборудования (питательных насосов, подогревателей, распределительных паровых коробок и паровпускных органов турбины) по отношению к фланцам патрубков отбора пара из турбины и других агрегатов делается с учетом удобства трассировки и компенсирующей способности соединительных трубопроводов.

Из-за больших выходных площадей проточной части турбины конденсаторы имеют боковое расположение, что существенно увеличивает сечения для входа пара.

Оборудование, связанное с внешними выходами (циркуляционные насосы, подогреватели и насосы сетевой воды) установлены у наружной стены машинного зала.

В конце машинного зала оставляют монтажный проем, позволяющий вести ремонтные работы на уровне отметки земли.

Для монтажа и ремонта турбогенераторов зал должен быть оборудован мостовыми кранами с грузоподъемностью, соответствующей весу статора генератора. Для обслуживания конденсационного и вспомогательного оборудования используют мостовой кран машинного отделения.

Машинный зал выполнен с продольным расположением турбины относительно его длины, что увеличивает длину зала, но уменьшает его пролет по сравнению с поперечным расположением турбины.

Компоновка реакторного отделения Компоновка реакторно-парогенераторного цеха выполнена внутри герметичной защитной железобетонной оболочки. Диаметр ее цилиндрической части 47,7 м, высота 67,5 м. В верхней части она перекрыта сферическим куполом. Оболочка обеспечивает совместно с другим оборудованием радиационную защиту в период МПА и биологическую защиту в нормальной эксплуатации. Внутри оболочки сооружена биологическая защита из железобетона (стена толщиной 1,5 м между реактором и парогенераторами, перекрытия стены бассейна выдержки).

Корпус реактора располагается в железобетонной шахте, отделяющей его от основного оборудования и являющейся фундаментом для корпуса. Для проведения перегрузки топлива между крышкой и верхним защитным колпаком реактора как продолжение шахты образуется бассейн перегрузки. В связи с необходимостью съема крышки корпуса для целей перегрузки в реакторном отделении имеется мостовой кран. Второй кран меньшей грузоподъемности используется для всех остальных операций.

Вентиляционная металлическая труба расположена на обстройке герметичной оболочки. В обстройке герметичной оболочки в ее углах расположено основное оборудование всех вспомогательных систем безопасности (баки аварийного запаса бора, теплообменники расхолаживания, спринклерные насосы и насосы аварийного расхолаживания низкого давления).

4.4 Анализ топливного хозяйства станции

Свежие тепловыделяющие кассеты (ТВК), поступившие на АЭС с завода изготовителя, хранятся в герметичных контейнерах на объектовом складе свежего топлива. Склад свежего топлива располагается выше нулевой отметки в незатопляемой зоне. Свежие ТВК в радиационном отношении безвредны для персонала АЭС и окружающей среды.

Быстрые реакторы — размножители (БР) имеют достаточно высокий коэффициент воспроизводства, и поэтому могут работать независимо от того, поступают ли извне делящиеся материалы. Они способны перерабатывать 238U в 239Pu и 232Th в 233U теоретически со 100% эффективностью, а практическим с учетом потерь в 100 с лишним раз выше, чем в современных легководородных реакторах без переработки топлива, и приблизительно в 25−50 раз выше, чем в тепловых реакторах — конвертерах.

При условии удельного производства энергии с идеальным показателем 0,92 МВт сут на 1 г разделившегося урана или плутония результирующая тепловая энергия, получаемая в быстрых реакторах из 1 г природного урана составляет 0,55 МВт сут/г. Таким образом, годовую потребность быстрого реактора в природном уране потребляют 1,66 т на 1000 МВт. Благодоря небольшому потреблению природного урана быстрые реакторы практически нечувствительны к цене на уран.

В настоящее время считается, что время пребывания топлива БР во внешнем цикле может быть принято равным двум годам.

После выгрузки ТВК из активной зоны и боковой зоны воспроизводства они поступают в бассейн выдержки, где хранятся первые 180 суток. Затем ТВК загружаются в транспортные контейнеры, каждый из которых может вместить от 16 до 12 ТВК, и перевозят их на перерабатывающий завод. Вся перевозка занимает около 30 суток. Следующие 30 суток отводятся на промежуточное хранение и предварительную обработку ТВК, предшествующую разделки твелов и их растворению. 40 суток требуется для осуществления всех ступеней переработки от разделки твелов до получения порошка PuO2 и UO2 и 60 суток на хранения оксидного порошка, а на транспортировки на завод по изготовлению твелов еще 30 суток. Таки образом, суммарное время нахождение топлива во внешней части топливного цикла составит 550 суток.

Доставка топливо на станцию

Ядерное топливо с завода на АЭС перевозят воздушным, морским, железнодорожными и автомобильным специальным транспортом. Предварительно его помещают высокопрочные металлические контейнеры, специально сертефицированые для перевозки ядерных материалов. Разрабатываются особый маршрут и режим работы транспорта, обеспечивается дополнительный контроль безопасности в путей. За всю историю перевозок топлива не было зафиксировано ни одной аварии, приведшей повышению радиационного фона.

5. Анализ работы системы автоматического регулирования мощности блока

электростанция мощность нагрузка

5.1 Общие положения

Основным требованием, предъявленным к технологическому процессу АЭС, является обеспечение безопасности и надежности ее работы. Надежность АЭС означает уменьшение числа аварийных остановок. Другим важнейшим требованием является экономичность работы АЭС, т. е. уменьшение затрат горючего, электроэнергии собственных нужд, вспомогательных материалов. Обеспечение безопасности, надежности и экономичности технологического процесса возможно только при условии, что все величины, характеризующие процесс находятся в строго заданных пределах. Поэтому необходимо постоянно контролировать эти величины и воздействовать на технологический процесс таким образом, чтобы поддерживать их требуемые значения, т. е. осуществлять процесс управления. Технологический объект характеризуется рядом выходных или контролируемых величин. Возмущения могут быть внешними и внутренними. Причиной внешних возмущений являются процессы, происходящие вне рассматриваемого технологического объекта; для АЭС такими возмущениями являются изменение частоты в энергосистеме, изменение температуры охлаждающей воды в конденсаторах турбин и т. п. Внутренние возмущения появляются в результате процессов, происходящих в самом технологическом объекте: выгорания топлива в реакторе, засорения поверхностей теплообмена в парогенераторах, аварийного отключения различных насосов и т. п. Действие внутренних и внешних возмущений приводит к отклонению величин от заданных значений, и для возвращения их в заданные пределы необходимо изменять значения управляющих воздействий. Изменение управляющих воздействий производится с помощью исполнительных органов (регулирующих клапанов, запорных задвижек, регулирующих стержней реактора, электрических выключателей). Определение необходимых значений управляющих воздействий для несложных технологических объектов может выполняться человеком-оператором; по мере развития и усложнения технологических процессов во всех областях техники все большее применение находят автоматические устройства, способные воспринимать контролируемые величины и вырабатывать на их основе управляющие воздействия без участия человека. К таким устройствам относятся автоматические регуляторы, устройства аварийных защит и блокировок, устройства логического управления.

5.2 Технологический контроль

Большая часть информации для оперативного персонала АЭС поступает от систем технологического контроля. Теплотехническим контролем называют процесс измерения теплотехнических величин (температуры, давления, расхода пара и воды и т. п.) с помощью совокупности средств осуществляющих эти измерения.

Большинство теплотехнических измерений осуществляется с помощью измерительных систем дистанционного действия, состоящих из первичных измерительных преобразователей (датчиков), вторичных, показывающих или самопишущих, приборов и электрических или трубных линий связи между ними.

Современные системы теплотехнического контроля создаются на основе использования унифицированных сигналов связи между первичными преобразователями и вторичными приборами. Физическая сущность информационных унифицированных сигналов может быть различной: электрической, пневматической или гидравлической. Однако диапазон изменения их численных значений строго регламентируется.

Для нормальной работы станции предусмотрены следующие системы регулирования:

регулирование мощности блока;

регулирование нейтронного потока;

регулирование локального и пространственного энерговыделения;

регулирование основных и вспомогательных агрегатов станции;

регулирование уровня в барабанах — сепараторах и парогенераторах;

регулирование паровых компенсаторов объема.

В моем проекте подробно рассматривается схема регулирования мощности блока реактора ВВЭР-1000 с турбиной К-1000−60/1500

5.3 Регулирование мощности блока

Автоматический регулятор мощности реактора предназначен для приведения мощности реактора в соответствие с мощностью турбогенераторов и поддержания нейтронной мощности реактора по сигналам аппаратуры контроля нейтронного потока АКНП.

В качестве критерия соответствия мощности реактора и турбогенератора выбирается отклонение теплотехнического параметра от заданного значения, причем, величина и знак отклонения определяют величину и знак несоответствия.

Для реакторов типа ВВЭР автоматический регулятор мощности АРМ обеспечивает следующие режимы работы:

— режим поддержания постоянного давления пара перед регулирующими клапанами турбины (Р2 = const);

— стерегущий режим, т. е. режим, при котором в регуляторе устанавливается расширенная зона нечувствительности при отклонении теплотехнического параметра вверх от заданного значения, а на снижение параметра регулятор не реагирует (режим «С»);

— режим поддержания постоянной нейтронной мощности в реакторе (режим «Н»).

Автоматический регулятор мощности включает в себя два регулятора:

— регулятор нейтронной мощности реактора (РРН);

— регулятор реактора по теплотехническому параметру (РРТ).

Оба регулятора выполнены трехканальными, выходные сигналы в систему группового управления формируются по принципу «2 из З».

Регулятор РРН получает информацию от ионизационных камер, размещенных в трех парах каналов, смещенных друг относительно друга на 120 градусов по окружности реактора. После обработки их сигналов аппаратурой АКНП информация передается в регулятор РРН.

Эти же сигналы, а также сигналы от 6 датчиков давления в паровых коллекторах подаются в регулятор РРТ. Регулятор РРН вместе с исполнительным механизмом — органом регулирования реактора — может рассматриваться как интегральный регулятор.

Регулятор РРТ, также вместе с исполнительным механизмом, может быть представлен как близкий к пропорционально-интегральному регулятору. На входе АРМ имеется устройство усреднения сигналов.

Работа системы регулирования мощности блока осуществляется следующим образом. Сигнал по нейтронному потоку позиция 1−1 подается на преобразователь сигнала 1−2 и далее на регулятор мощности нейтронного потока 1−4. Здесь этот сигнал сравнивается с заданием и в случае отклонения его от заданного значения, регулятор, через блок управления 1−5, воздействует на магнитный пускатель 1−6, который воздействует на электрический двигатель, меняющий положение регулирующих стержней реактора, меняя таким образом нейтронный поток.

Кроме этого, контролируется давление пара перед турбиной. Если оно не соответствует заданному значению, то корректирующий регулятор давления

2−3 воздействует на изменение задания регулятора мощности нейтронного потока.

Регулирование числа оборотов турбины осуществляется следующим образом: сигнал от тахометра 3−1 подается на измерительный блок 3−2, который затем воздействует на регулятор числа оборотов турбины 3−3.

Контролируется расход пара из парогенератора 4−2 с выводом на пульт соответствующего сигнала 4−3. Также на панель выводится сигнализатор давления 5−3 от датчика 5−2.

5.4 Расчет настройки ПИД регулятора давления пара перед турбиной

Для проведения расчетов необходимо знать экспериментальные данные, которые приведены на рис. 5. Полученны следующие образцы:

Изменим мощность нейтронного потока H на 0,05 (от номинальной нагрузки) и ориентируемся на то как будет меняться давление перед турбинной, до тех пор пока оно не установится. К точке пересечения кривой с касательной, которые представлены ниже.

фоб=25 с. — время задерживания;

Тоб=65 с. — постоянная времени объекта;

?P =0,1 — изменение давления;

Коэффициент усиления объекта регулирования находиться по формуле:

Коб=?P/?x=0,1/0,05=2

где ?x=0,05 — изменение величины входного воздействия.

Тогда коэффициент усиления регулятора находим по формуле:

Кр=1,25/(Коб · ф/Т)

Следовательно, Кр=1,25/(2*25/65)=1,625

Время изодрома: Тu=2,5*ф=2,5*25=62,5 с

Время предварения: Тд=0,2* Тu=0,2*62,5=12,5 с

Находим коэффициент усиления объекта регулирования: Тс=1,5*25=37,5

5.5 Автоматическая защита

В основу проекта системы управления и защиты положены следующие принципы:

— независимость каналов защиты, включая многоканальность системы и использование разных принципов формирования сигналов аварийной защиты (срабатывание по разным параметрам) при одном исходном событии аварии;

— надежность срабатывания защиты, т. е. проектирование системы с целью достижения высоких показателей надежности путем использования элементов с высокой надежностью и оптимальным построением структуры системы, использование принципа срабатывания аварийной защиты при потере электропитания цепей A3;

— возможность обнаружения неисправностей при работе системы путем диагностики аппаратуры и проведения калибровки или периодических испытаний при работе на мощности без потери функции защиты.

Аппаратура аварийной защиты реактора выполняется таким образом, чтобы в зависимости от значимости поступившего в аварийную защиту сигнала осуществлялось действие защиты определенной эффективности. Например, для реакторов типа ВВЭР-440, и первых реакторов типа ВВЭР-1000, формируется четыре рода аварийных команд.

1) АЗ — 1, вызывающее одновременное падение всех поглотителей под действием силы тяжести, которое не прекращается при снятии аварийного сигнала;

2) АЗ — 2, вызывающее поочередное падение групп поглотителей под действием силы тяжести; при исчезновении сигнала АЗ-2 падение поглотителей прекращается;

3) АЗ — 3, вызывающее поочередное движение вниз групп поглотителей с рабочей скоростью; при исчезновении аварийного сигнала АЗ-3 движение вниз прекращается;

4) АЗ — 4, запрещающая движение вверх всех поглотителей; при исчезновении аварийного сигнала запрет снимается.

На турбинах предусмотрены защиты по:

— превышению числа оборотов (на 10%) от номинального значения;

— осевому сдвигу ротора;

— срыву вакуума (повышению давления в конденсаторе турбины);

— понижению давления в системе смазки турбины;

— повышению и понижению температуры пара перед турбиной.

6. Анализ работы водоподготовительной установки АЭС

Очистка турбинного конденсата На АЭС предусматривается очистка всего потока конденсата турбины. Основная задача конденсатоочистки — удаление механических примесей (продуктов коррозии конструкционных материалов) и удаление истинно растворенных и коллоидно-дисперсных веществ, главным образом, примесей охлаждающей воды.

Предусмотрено применение блочной очистной установки турбинного конденсата для каждой турбины. Основными элементами оборудования при этом являются предвключенные механические фильтры и ионитные фильтры смешанного вещества (ФСД) с внешней регенерацией ионита, в котором осуществляется процесс совместного Н-ОН — ионирования.

На каждый блок предусматривается не менее трех однотипных ФСД (2 рабочих + 1 резервный). Применяемые ФСД конструктивно просты, надежны и обладают сравнительно большой производительностью. При нормальных условиях эксплуатации длительность фильтроцикла ФСД составляет 15−30 суток в зависимости от качества конденсата перед БОУ. Сильнокислотный катионит регенерируется 3−4%-ным раствором кислоты при удельном расходе 100%-ной Н2SO4 80 кг/м3, высокоосновной анионит регенерируется слегка подогретым 4−5%-ным раствором едкого натра при удельном расходе 100%-ной NaOH 120 кг/м3.

Отмывка ионитов производится обессоленной водой до понижения концентрации регенерирующих компонентов до 100 мг-экв/л. окончательную отмывку производят в рабочем фильтре после перемешивания смол сжатым воздухом.

Выбор схемы водоподготовительной установки Выбор схемы ВПУ производится с учетом параметров, типа основного парогенераторного оборудования и требований, предъявляемых к качеству обработанной воды, в зависимости от качества исходной воды, санитарных требований к сбросам ВПУ и технико-экономических соображений.

Основные положения по выбору и проектированию ВПУ регламентируются «Нормами технологического проектирования ТЭС и тепловых сетей».

В состав ВПУ для АЭС с реакторами ВВЭР — 1000 входят:

ИК — осветлитель для коагуляции в известковании. Здесь исходная вода обрабатывается известковым раствором совместно с коагулянтом для снижения ее щелочности, содержания органических веществ, осветления и частичного уменьшения жесткости;

М — механический фильтр для удаления из воды грубодисперсных примесей посредством ее пропуска через инертные зерненные фильтрующие материалы;

Нп — Н — катионитный фильтр противоточный. В нем происходит замена основного количества содержащихся в воде катионов (Na+, Mg2+, Ca2+) эквивалентным количеством катионов Н+ фильтрованием через слой катионита с обменными катионами Н+. При этом воду и регенерирующий раствор кислоты пропускают через слой катионита в противоположных направлениях;

А1 — анионитный фильтр первой ступени. Здесь происходит замена части анионов эквивалентным количеством гидроксильных ионов ОН, фильтрованием частично воды через слой анионита с обиенными гидроксильными ионами.