ВВЕДЕНИЕ

Энергетика является основой развития самых различных отраслей народного хозяйства. В данное время в России намечаются высокие темпы развития энергетики. До недавнего времени рост энергетических мощностей обеспечивался сооружением гидроэлектростанций (ГЭС) и электростанций, работающих на органическом топливе. Пуск в 1954 г. Первой АЭС положил начало эре ядерной энергетики. С тех пор ядерная энергия все более широко используется для производства электроэнергии.

Одним из успешных условий реализации планов использования ядерных ресурсов является создание энергетических быстрых реакторов. АЭС с реакторами этого типа позволяют вовлечь в топливный цикл практически весь природный уран и торий. Основным преимуществом таких реакторов по сравнению с другими типами является высокое значение (более 1) коэффициента воспроизводства (КВ) – отношения возникших ядер горючего к исчезнувшим. При захвате ядрами горючего (особенно ²³⁹Pu) быстрых нейтронов отношение количества делений к радиационному захвату выше, чем в случае нейтронов в тепловой и промежуточной областях. Кроме того, для быстрых нейтронов больше вероятность деления сырьевых материалов. Наконец, при делении топлива быстрыми нейтронами число вторичных нейтронов на акт деления больше, чем тепловыми. Поэтому в быстром реакторе коэффициент воспроизводства тем выше, чем жестче спектр нейтронов.

В природном уране 99,3% всего урана приходится на изотоп ²³⁸U. Захват этим изотопом нейтронов деления приводит к образованию нового горючего - ²³⁹Pu. Количество вновь образующегося изотопа зависит от типа реактора. В реакторах на тепловых нейтронах вторичного ядерного горючего образуется немного, в реакторах на быстрых нейтронах во вторичное горючее может быть превращено (и использовано) около половины всего ²³⁸U. Кроме того, быстрые нейтроны могут вызвать непосредственное деление примерно ¼ загруженного ²³⁸U. Следовательно, для быстрого реактора только 25% загруженного урана ²³⁸U окажется неиспользованными.

Образовавшийся ²³⁹Pu может быть использован как вторичное горючие в этом же реакторе или выгружен для последующего использования в других реакторах. Возможность применения в быстрых реакторах не только природного, но и отвального урана имеет огромное значение и указывает на их несомненную перспективность.

В настоящее время эксплуатируются АЭС с быстрыми реакторами в России (БР-5, БОР-60, БН-350, БН-600), в Великобритании (PFR). Проектируются АЭС с быстрыми реакторами мощностью 800-1600 МВт в России, Великобритании, Германии и США. Интенсивные поисковые исследования по решению научно-технических проблем таких реакторов, кроме того, ведут на реакторах БР-5, БОР-60 (Россия), «Рапсодия» (Франция), FFTF, EBR-2 (США) и т.д.

1 Краткое описание тепловой схемы энергоблока №3 баэс

Энергоблок №3 Белоярской АЭС представляет собой энергетический объект, источником тепла которого является реактор на быстрых нейтронах БН‑600 тепловой мощностью 1470 МВт. Передача тепла от реактора к турбинам энергоблока производится по трехконтурной схеме тремя автономными петлями:

I контур обеспечивает отвод тепла в реакторе;

II контур является промежуточным;

III контур обеспечивает выработку и подачу перегретого пара на турбины.

В качестве теплоносителя в I и II контурах используется натрий, в III контуре – вода-водяной пар.

Отвод тепла в реакторе осуществляется тремя петлями I контура (расход натрия через реактор  25000 т/ч). "Горячий" натрий, выходящий из активной зоны и зоны воспроизводства, поступает в верхнюю смесительную часть корпуса реактора и через промежутки в наборе труб внутрибаковой биологической защиты поступает на вход шести ПТО.

В ПТО натрий I контура проходит по межтрубному пространству сверху вниз и отдает тепло натрию II контура, поднимающемуся вверх по трубам. После ПТО охлажденный натрий I контура поступает в три сливные камеры, каждая из которых объединяет слив из двух ПТО-А,Б, а из сливных камер - на всас ГЦН‑1. Подача натрия на всас ГЦН‑1 осуществляется самотеком за счет превышения уровня натрия в баке реактора над уровнем натрия в баке ГЦН‑1 на величину гидравлических потерь по трассе реактор  ГЦН‑1.

От каждого ГЦН‑1 натрий I контура с расходом  8330 т/ч поступает в напорную камеру, где происходит его распределение по коллекторам на охлаждение сборок активной зоны, зоны воспроизводства и внутриреакторного хранилища, а также по дроссельным устройствам для охлаждения нейтронной подпорки, внутрибаковой биологической защиты, тепловых экранов и стенки корпуса. Поток натрия ( 1000 т/ч), охлаждающий стенки корпуса реактора, поступает на всас ГЦН‑1 помимо ПТО, а остальные потоки смешиваются в смесительной полости реактора. Общий объем натрия и аргона в реакторе составляет 820 м³ и 40 м³ соответственно (при температуре 550^оС), объем аргона в трубопроводах и баке компенсации объема (3БН‑1А) составляет  123 м³.

2 ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИЕ ПОКАЗАТЕЛИ АЭС

Расчет себестоимости электроэнергии.

Установленная мощность АЭС (электрическая):

N_э = 600 МВт;

Обогащение ядерного топлива (среднее):

Х_н = 21%;

КПД (брутто):

^бр = 40,8%;

Средняя глубина выгорания:

_ср = 10^-5 МВт*сут/т;

Коэффициент использования мощности:

 = 0,7;

Условная стоимость 1кг природного урана:

Ц_т = 500 руб/кг = S_пр;

Доля расхода энергии на собственные нужды:

К_сн = 6,1%;

1. Годовой расход ядерного топлива:

G^x = (N_э * 365 * ) / (^бр * _ср) = (600 * 365 * 0,7) / (0,408 * 10^-5) = 3,384 т/год;

2. Условная стоимость обогащенного урана:

S_об = S_пр * f_е^1,3

где f_е - расходный коэффициент;

f_е = (Х_н – Х_о) / (Х_е – Х_о);

где Х_е - содержание U²³⁵ в природном уране;

Х_о - содержание U²³⁵ в отвале;

S_об = 500 * ((21 – 0,25) / (0,71 – 0,25))^1,3 = 70515 руб/кг;

3. Стоимость изготовления ТВЭЛов с транспортировкой:

S_твэл = 0.3 * S_об = 0,3 * 70515 = 21154,5 руб/кг;

4) Годовые затраты на ядерное топливо с учетом дополнительных доходов в размере 0,1 от условной стоимости обогащенного урана:

U_т = G^х * 10^-3 * (S_об + S_твэл + 0.1 * S_об) = 3,384 * 10³ * (70515 + 21154,5 + 0,1 * 70515) = 334071860 руб/кг;

5) Топливная составляющая себестоимости:

C_т = U_т / (N_э * 10³ * 365 * _ср * (1 – k_сн) * 24 = 334071860 / (600 * 10³ * 365 * 0,7 * (1 – 0,61) * 24) = 0,097 руб/кВт*ч;

6) Амортизационные отчисления, принимая удельные капиталовложения в АЭС k=12000 руб/кВт и норму амортизационных отчислений А=4,7%, тогда:

U_а = k * N_э * 10³ * (A / 100) =12000 * 600 * 10³ * (4.7 / 100) = 338400000 руб/год;

7) Отчисления на зарплату эксплуатационного персонала при штатном коэффициенте К_шт = 0,7 чел/МВт и средней зарплате Ф = 24000 руб/год на одного человека:

U_зп = N_э * K_шт * Ф = 600 * 0,7 * 24000 = 10080000 руб/год;

8) Расходы на текущий ремонт принимаем в размере 40% от амортизационных отчислений:

U_рем = 0.4 * U_а = 0,4 * 338400000 = 135360000 руб/год;

9) Прочие расходы принимаем в размере 30% от суммарных расходов на амортизацию, зарплату и ремонт:

U_прочие = 0.3 * (U_а + U_зп + U_рем) = 0,3 * (338400000 + 10080000 + 135360000) = 145152000 руб/год;

10) Годовые эксплуатационные расходы:

U_экспл = (U_а + U_зп + U_рем + U_пр + U_т) = (338400000 + 10080000 + 135360000 + 145152000 + 334071860) = 963063860 руб/кг;

11) Себестоимость 1 кВт*ч электроэнергии:

C_э = U_экспл / (N_э * 10³ * 365 * _ср * (1 – k_сн) * 24) = 963063860 / (600 * 10³ * 365 * 0,7 * (1 – 0,61) * 24) = 0,28 руб/кВт*ч;

12) Структура себестоимости 1кВт*ч (доля составляющих):

а) топливная составляющая:

(С_т / С_ээ) * 100% = (0,097 / 0,28) * 100% = 34,64%;

б) амортизационная составляющая:

(С_а / С_ээ) * 100% = (0,09794 / 0,28) * 100% = 34,98%;

в) составляющая зарплаты:

(С_зп / С_ээ) * 100% = (0,0036 / 0,28) * 100% = 1,3%;

г) составляющая ремонта:

(С_рем / С_ээ) * 100% = (0,03918 / 0,28) * 100% = 13,98%;

д) составляющая прочих расходов:

(С_пр / С_ээ) * 100% = (0,04223 / 0,28) * 100% = 15,08%.

При увеличении значения удельных капиталовложений в АЭС значение себестоимости электроэнергии увеличивается. При увеличении значения глубины выгорания топлива значение себестоимости уменьшается. При увеличении значения коэффициента использования мощности значение себестоимости уменьшается.