Расчет технико-экономических показателей АЭС
Расчет технико-экономических показателей АЭС
-----------------------
!>45@60=85.
2545=85& & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & & .2
1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!& & & & & & & & & & .4
1.1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!-4000
B.....................4
1.1. 0AG5B B5E=8:>-M:>=>:070B5;59 -!-6 Содержание.
Введение……………………………………………………………………….2
Расчет технико-экономических показателей АЭС………………………….4
1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-4000
МВт.....................4
1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-6000
МВт.....................7
2. Расчет себестоимости электроэнергии…………………………………..…..10
2.1. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-4000
МВт..........................10
2.2. Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС-6000
МВт..........................13
3. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии……16
3.1. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-
4000
МВт.........................................................................
.........................................16
3.2. Определение структуры себестоимости отпущенной электроэнергии на АЭС-
6000
МВт.........................................................................
.........................................17
4. Составление сводной таблицы технико-экономических показателей
АЭС и их анализ……………………………………………………………….18
4.1. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт...18
4.2. Сводная таблица технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт...19
5. Расчет сетевого графика ремонтных работ............……………………..........21
6. Список используемой литературы……………………………………………24
2
Введение.
Энергетическое хозяйство страны – комплекс материальных устройств и
процессов, предназначенных для обеспечения народного хозяйства топливом,
энергией, теплом, сжатым и кондиционированным воздухом, кислородом, водой
и т. п.
Энергетическое хозяйство может рассматриваться как энергетическая
цепь, включающая ряд взаимосвязанных звеньев: энергетические ресурсы,
транспорт, склады, генерирующие установки, передаточные устройства,
потребители.
Изменение в одном звене этой энергетической цепи может оказать
влияние на другие. Это может вызвать необходимость усиления существующих
электрических сетей, ввода дополнительных генерирующих мощностей на
электростанциях, расширения складов и пропускной способности железных
дорог, повышения добычи топлива. Поэтому изучение каждого отдельного
звена электрической цепи (ЭЦ) должно проводится не изолированно, а с
учетом влияния рассматриваемых технических решений на других звенья.
Внешние связи энергетики проявляются в двух направлениях: оперативных и
обеспечивающих. Первые – осуществляются с технологическими процессами
промышленности, транспорта, сельским хозяйством, коммунально-бытовым
хозяйством. Неразрывностью этих первых связей определяется практическим
совпадением во времени процессов производства, передачи и потребления
электроэнергии и теплоты. Отсутствие возможности запасать энергию в
практически ощутимых количествах приводит к необходимости создания
резервов в генерирующих мощностях, топлива на тепловых и атомных
электростанциях, воде на гидростанциях. Вторые – определяются
необходимостью обеспечения заблаговременного согласованного развития
топливной промышленности, металлургии, машиностроения, строительной
индустрии, транспортных устройств.
Особенности энергетического хозяйства привели к необходимости
применения системного подхода экономического исследования. Системный
подход к нахождению оптимального сочетания электрификации, теплофикации и
газификации, раскрытию взаимосвязей между энергетикой и технологией
производственных процессов является характерной особенностью
отечественной энергетической научной школы, созданной академиком Г. М.
Кржижановский.
Важность оптимизированных технико-экономических расчетов в
энергетике особенно велико в связи с широкой взаимозаменяемостью
отдельных энергетических установок, видов энергетической продукции и
сравнительно высокой капиталоемкостью электроустановок. Так для
производства электроэнергии могут быть использованы конденсаторные
электростанции (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), гидростанции (ГЭС),
атомные электростанции (АЭС) и др. Для производства теплоты используются
ТЭЦ, котельные, утилизационные установки. На них могут быть установлены
агрегаты различных типов, работающие на разных параметрах пара и
использующие различные виды органического топлива, нетрадиционные
источники энергии. Большее количество вариантов имеется также и на
стадиях транспорта энергии к использованию ее у потребителей.
Характерная особенность энергетического хозяйства промышленности –
наличие в ней разнообразных установок, использование не только первичных,
но и вторичных энергоресурсов. К вторичным энергетическим ресурсам
относится энергетический потенциал продукции, отходов, побочных и
промежуточных продуктов, образующихся в технологических агрегатах
(установках), который не используется в самом агрегате, но может быть
частично или полностью использован для энергоснабжения других агрегатов.
Анализ обеспеченности энергоресурсами отдельных районов указывает на ее
существенную неравномерность. Большинство остальных районов страны не
обеспечено в достаточном количестве собственными энергоресурсами. При
этом естественно учитывается спрос на энергетическую продукцию.
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
3
Спад производства, наблюдаемый в последние годы в европейских
районах страны существенно интенсивнее, чем в восточных районах, где
сказалось влияние экспорта сырья и продукции первых переделов. По мере
подъема производства будет действовать тенденция опережающего оста
энергопотребления в европейских районах страны. В итоге ожидается
увеличение в суммарном энергопотреблении доли западных и центральных
районов.
Диспропорции в географическом размещении потребителей и
производителей энергоресурсов вызывают огромные межрегиональные перетоки
топлива.
Предусматривается разграничение порядка управления энергетикой в
центре и на местах. Организационно-экономический механизм управления
развитием энергетики в регионе в дальнейшем будет опираться на
экономические методы, правовые и нормативные акты государственного
регулирования с учетом расширения самостоятельности субъектов федерации.
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
4
1. Расчет технико-экономических показателей АЭС.
1.1. Расчет технико-экономических показателей АЭС-4000 МВт.
|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
|Исходные | | | |
|данные: | | | |
| | | | |
|1. Тип реактора|РБМК-1000 | | |
| |Nтеп |3400 |МВт |
|2. Мощность | | | |
|реактора |Nэ |1000 |МВт |
|тепловая | | | |
|3. Мощность | | | |
|реактора |Nст |4000 |МВт |
|электрическая | | | |
|4. Мощность | | | |
|электростанции |h |7700 |час |
|электрическая | | | |
|5. Число часов | | | |
|работы АЭС на | | | |
|полную мощность|Xн |2,5 |% |
|в году | | | |
|6. Среднее | | | |
|обогащение |Ксн |7,0 – 8,1 |% |
|ядерного | | | |
|горючего | | | |
|7. Расход | | | |
|электроэнергии |Куд |247,4 |руб/кВт |
|на собственные | | | |
|нужды |Кст |989600 |тыс. руб. |
|8. Удельные | | | |
|капиталовложени| | | |
|я | | | |
|9. Общая сумма | | | |
|капиталовложени| | | |
|й | | | |
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
5
|Расчет технико-экономических показателей |
|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
| | | | |
|1. КПД (брутто)|?[pic] |29,412 |% |
| | | | |
|реактора и АЭС |?[pic] |24,059 |% |
|2. КПД (нетто) | | | |
|реактора и АЭС |G год |213,36 |Т/год |
|3. Годовой | | | |
|расход ядерного|Wвыр |30800 |млн. кВт · час|
|горючего | | | |
|4. Годовая | | | |
|выработка |Wсн |2464 |млн. кВт · час|
|электроэнергии | | | |
|5. Годовой | | | |
|расход | | | |
|электроэнергии |Wотп |28336 | |
|на собственные | | |млн. кВт · час|
|нужды АЭС | | | |
|6. Годовое | | | |
|количество | | | |
|электроэнергии,|? |0,879 | |
|отпущенного | | | |
|потребителю | | | |
|7. Коэффициент |g |7,529 | |
|использования | | | |
|мощности АЭС | | |г/(МВт · час) |
| | | | |
|8. Удельный | | | |
|расход ядерного| | | |
|горючего (без |К |989600 | |
|учета | | | |
|содержания | | |тыс. руб. |
|урана 235 в | | | |
|отвале) | | | |
|9. Общая сумма | | | |
|капиталовложени| | | |
|й | | | |
КПД (брутто) реактора и АЭС определяется как соотношение электрической
мощности к тепловой.
?[pic]=[pic]· 100 = [pic]·100 = 29,412 %
КПД (нетто) реактора и АЭС определяется по КПД (брутто) и коэффициенту
собственных (Ксн).
?[pic]= ?[pic] · (1 - [pic]) = 29,412 · (1 - [pic]) = 24,059 %
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
6
Годовой расход ядерного горючего для реакторов на тепловых нейтронах
определяется по формуле:
G год = [pic]= [pic]= 213,36 Т/год , где
Nст – электрическая мощность АЭС, МВт;
h – количество часов работы на полную мощность, принимается согласно
таблице 1 [1];
24 – коэффициент пересчета часов в сутки;
В – глубина выгорания ядерного горючего в МВт · сут/т , которая принимается
исходя из физического расчета реактора и опытной эксплуатации отечественных
и зарубежных АЭС при соответствующем обогащении ядерного горючего, таблица
2 [1].
Годовая выработка электроэнергии
Wвыр= Nст · h = (4·10[pic] · 7700) : 10[pic]= 30800 млн. кВт · час
Годово расход электроэнергии на собственные нужды АЭС
Wсн= [pic]· Wвыр = [pic] · 30800·10[pic]= 2464 млн. кВт · час
Ксн – расход электроэнергии на собственные нужды, принимается согласно
данным таблицы 3 [1].
Годовое количество электроэнергии, отпущенного потребителю
Wотп= Wвыр – Wсн = 30800·10[pic] - 2464·10[pic]= 28336 млн. кВт · час
Коэффициент использования мощности АЭС
? = [pic]= [pic] = 0,879
h кал – максимально возможное количество часов работы в году.
Удельный расход ядерного горючего
g = [pic] = [pic] = 7,529 г/(МВт · час)
Общая сумма капиталовложений
К = Nст · Куд = 4000 · 247, 4 = 989600 тыс. руб.
Куд – удельные капиталовложения в АЭС, принимаются по таблице 4 [1].
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
7
1.2. Расчет технико-экономических показателей АЭС-6000 МВт.
|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
|Исходные | | | |
|данные: | | | |
| | | | |
|1. Тип реактора|РБМК-1500 | | |
| |Nтеп |5100 |МВт |
|2. Мощность | | | |
|реактора |Nэ |1500 |МВт |
|тепловая | | | |
|3. Мощность | | | |
|реактора |Nст |6000 |МВт |
|электрическая | | | |
|4. Мощность | | | |
|электростанции |h |7700 |час |
|электрическая | | | |
|5. Число часов | | | |
|работы АЭС на | | | |
|полную мощность|Xн |1,8 |% |
|в году | | | |
|6. Среднее | | | |
|обогащение |Ксн |5,0 |% |
|ядерного | | | |
|горючего | | | |
|7. Расход | | | |
|электроэнергии |Куд |257,3 |руб/кВт |
|на собственные | | | |
|нужды |Кст |1543800 |тыс. руб. |
|8. Удельные | | | |
|капиталовложени| | | |
|я | | | |
|9. Общая сумма | | | |
|капиталовложени| | | |
|й | | | |
0308.КП.ЭУП.ПО21.11.ПЗ.
8
|Расчет технико-экономических показателей |
|Наименование |Обозначение |Количество |Единица |
| | | |измерения |
| | | | |
|1. КПД (брутто)|?[pic] |29,412 |% |
| | | | |
|реактора и АЭС |?[pic] |27,94 |% |
|2. КПД (нетто) | | | |
|реактора и АЭС |G год |372,42 |Т/год |
|3. Годовой | | | |
|расход ядерного|Wвыр |46200 |млн. кВт · час|
|горючего | | | |
|4. Годовая | | | |
|выработка |Wсн |2310 | |
|электроэнергии | | |млн. кВт · час|
|5. Годовой | | | |
|расход | | | |
|электроэнергии |Wотп |43890 | |
|на собственные | | | |
|нужды АЭС | | |млн. кВт · час|
|6. Годовое | | | |
|количество | | | |
|электроэнергии,|? |0,879 | |
|отпущенного | | | |
|потребителю | | | |
|7. Коэффициент |g |8,49 | |
|использования | | | |
|мощности АЭС | | | |
| | | |г/(МВт · час) |
|8. Удельный | | | |
|расход ядерного| | | |
|горючего (без |К |1543800 | |
|учета | | | |
Страницы: 1, 2, 3
|