К ВЫБОРУ ЕДИНИЧНОЙ мощности ЭНЕРГОБЛОКОВ АЭС
П. Н. АЛЕКСЕЕВ, В. М. МОРДАШЁВ, А. А. ПРОШКИН, В. А. СТУКАЛОВ, С. А. СУББОТИН, В. Ф. ЦИБУЛЬСКИЙ, Ю. Ф. ЧЕРНИЛИН (НИЦ "Курчатовский институт")
Особенность современного состояния ядерной энергетики нашей страны заключается в необходимости принятия в ближайшие годы базовых решений в технологической и экономической областях, которые будут иметь долгосрочные последствия. Эти решения должны касаться всех аспектов ядерно-энергетического комплекса, ибо необходимо обосновать долю атомной энергии в энергопроизводстве, единичную мощность энергоблоков АЭС, наилучшим образом адаптированную к развивающейся сетевой инфраструктуре. Предстоит также решить принципиальные проблемы топ-ливообеспечения: увеличение объёма добычи природного урана и мощностей обогатительного производства, развитие быстрых реакторов с расширенным воспроизводством топлива, замыкание ядерного топливного цикла, лицензирование и производство смешанного оксидного топлива, улучшение топли-воиспользования в тепловых реакторах. В настоящее время нет обоснованных современных и перспективных требований к единичной мощности серийных блоков АЭС как с ВВЭР, так и с быстрым реактором. Выбор единичной мощности энергоблока должен быть рассмотрен с учётом разных факторов, а не только с позиций минимизации капитальной и эксплуатационной составляющей стоимости электроэнергии.
Необходимо выработать рекомендации для оптимизации единичной мощности энергоблоков АЭС на основании анализа влияния различных факторов создания и эксплуатации АЭС (капитальных затрат, срока строительства, ущерба от непредусмотренной оста-
новки энергоблоков, унификации, качества изготовления, ущерба от аварии и др.) на экономические показатели электросетей и потребности в электроэнергии регионов страны.
На первом этапе развития ядерной энергетики вопрос об оптимальной единичной мощности блока АЭС не ставился. Первый промышленный энергоблок Нововоронежской АЭС, введённый в эксплуатацию в 1964 г., имел электрическую мощность 210 МВт. Затем в 1969 г. был пущен блок мощностью 365 МВт. Первый серийный энергоблок типа ВВЭР имел мощность 440 МВт. Далее практически без всестороннего экономического обоснования был создан проект ВВЭР-1000, а в настоящее время ведутся разработки АЭС с ВВЭР-1500 и с реакторами на быстрых нейтронах мощностью 1200 и 1800 МВт.
Конкурентоспособность того или иного типа электростанции для различных регионов определяется с точки зрения заказчика ценой производимой электроэнергии, стоимостью электростанции, сроками строительства и -окупаемости, безопасностью и эколо- | гичностью, стоимостью доставки элек- | троэнергии потребителю. Между тем °
о
должна существовать оптимальная с s экономической точки зрения единич- | ная мощность блока АЭС, зависящая | от местных условий и возможностей ^ машиностроения. На экономичность | блока влияют многочисленные факто- § ры, но только, пожалуй, удельные ка- « питальные затраты, снижение утеч- | ки нейтронов в большом реакторе и ? удельное количество персонала бла- = гоприятны для повышения мощности блока. Остановимся на некоторых из
© П.Н. Алексеев, В.М. Мордашёв, А.А. Прошкин, В.А. Стукалов, С.А. Субботин, В.Ф. Цибульский, Ю.В. Чернилин
23
Рис. 1.
Удельные затраты в зависимости от единичной мощности блока с учётом капитальных и текущих затрат на головной блок (1), ущерба потребителя от недопоставки электроэнергии при непредвиденных остановках блока (2), снижения капитальных затрат на каждый следующий блок на 0.1 (3), 0.2 (4), 0.3% (5).
этих факторов, относящихся к АЭС с реакторами любого типа.
Капитальные и текущие затраты на головной блок. Общепризнано, что с увеличением мощности энергоблока удельные капитальные затраты уменьшаются. Ниже рассмотрен механизм выбора наиболее экономичной мощности блока АЭС в предположении, что в течение 20 лет необходимо ввести в строй АЭС суммарной мощностью ~100 ГВт. С учётом имеющегося опыта эксплуа-- тации энергоблоков при достаточно про-| стых предположениях о его распростра-
1 нении на другие мощности была получе-° на зависимость с учётом дисконтирова-§ ния удельных капитальных и текущих
2 затрат (в некоторых условных еди-| ницах) только от мощности блока АЭС. [а Из рис. 1 (кривая 1) следует, что опти-! мальная электрическая мощность бло-§ ка равна 2.4 ГВт, а приведённые капи-£ тальные и текущие затраты в диапазоне | 1.2-4 ГВт отличаются от минимальных Л не более чем на 10%.
Этот диапазон и представлялся, по-видимому, экономически целесообразным для условий нашей страны.
24
Ущерб от непредусмотренной остановки блока (недопоставка электроэнергии потребителям). Этот фактор может существенно сказываться на экономических показателях АЭС, так как ущерб тем больше, чем больше мощность блока. Рост единичной мощности блока АЭС с 500 до 1500 МВт увеличивает математическое ожидание ущерба примерно в 25 раз. Это было учтено следующим образом. Предполагалось, что ущерб потребителя от недопоставки электроэнергии из-за внезапных отказов и аварий в 10 раз превышает себестоимость такого же количества электроэнергии (хотя в нормативных документах этот коэффициент принимается равным 40). Зависимость недопоставки электроэнергии от мощности была представлена простой моделью, учитывающей опыт эксплуатации отечественных и зарубежных АЭС. В результате построена кривая 2 на рис. 1, отражающая суммарные приведённые затраты (капитальные + текущие + ущерб потребителя). Из неё следует, что в диапазоне от 0.3 до 1.0 ГВт эти затраты отличаются от их минимума (при 0.7 ГВт) не более, Щ
чем на 10%.
Серийность при строительстве электростанции (ТЭС, АЭС). В литературе1 акцентируется, что суммарные капитальные затраты на электростанцию растут с мощностью не линейно, а пропорционально корню квадратному их мощности. А как влияет на эти затраты серийность? В настоящих исследованиях предполагалось, что капитальные затраты на каждый последующий блок снижаются соответственно на 0.1 (кривая 3), 0.2 (кривая 4) и 0.3% (кривая 5). Из рис. 1 следует, что даже для случая, когда каждый последующий блок всего на 0.1% дешевле предыдущего, оптимальная мощность сни-
1 Корякин Ю.И., Гриневич О Л. Эффекты стандартизации в экономике АЭС Франции // Атомная техника за рубежом, 1986, № 5, с. 13-16; Осика Л.К. Системные риски инвестиций. Электрические станции. 2007, № 7, с. 2-5; Легчи-лин П.Ф. Сравнительный анализ экономичности атомных и угольных тепловых электростанций. Энергохозяйство за рубежом. 1986, № 3, с. 14-19.
жается до 0.5 ГВт, а экономически целесообразный диапазон мощностей блока (отличие от оптимума не более, чем на 10%) составляет 0.2-0.8 ГВт. При большем удешевлении последующих блоков совокупные удельные затраты имеют тенденцию монотонно снижаться с уменьшением мощности блока.
Важность серийности и унификации в ядерной энергетике можно проиллюстрировать следующим образом. Стандартизация блоков АЭС во Франции привела к тому, что удельные капитальные затраты на блок мощностью 0.9 ГВт (а таких блоков построено было больше, чем блоков мощностью 1.3 ГВт) составляли 90% удельных капитальных затрат на блок мощностью 1.3 ГВт. Без стандартизации они составляли бы 120%. С увеличением числа унифицированных блоков, т.е. с уменьшением мощности одного блока при сохранении суммарной мощности всех АЭС, удельные капитальные и текущие затраты снижаются.
Затраты на транспортировку корпуса. С ростом размеров корпуса реактора и других составляющих блока, т.е. с увеличением его мощности, затраты на транспортировку, как правило, увеличиваются. Иногда требуется специальное транспортное оборудование или даже переоборудование путей сообщения и изменение графиков движения.
Ущерб от аварий. Чем больше мощность реактора, тем больше риск и ущерб от аварии, в том числе и психологический, и тем больше будут страховые отчисления в случае их введения, как это сделано, например, в США. Таким образом, из рассмотренных пяти факторов только один - удельные капитальные затраты - оказывает положительное влияние на экономические показатели АЭС при увеличении мощности реактора.
Единая энергетическая система России и межсистемные электрические сети. Электроэнергетика России основана на поэтапном объединении и организации параллельной работы энергетических систем с формированием межрегиональных энер-
госистем и их объединением в единую электроэнергетическую систему (ЕЭС). Единая энергосистема России -основной объект электроэнергетики страны - представляет собой комплекс электростанций и электрических сетей, объединённых общим режимом и единым централизованным диспетчерским управлением. Управление гигантским, синхронно работающим объединением, достигающим с запада на восток 7 тыс. км и с севера на юг - более 3 тыс. км, представляет собой сложнейшую инженерную задачу, не имеющую аналогов в мире2. Из 74 систем в составе ЕЭС России находится 69 энергосистем. Из семи Объединённых энергосистем (ОЭС) параллельно (в составе ЕЭС) работают шесть - Центра, Средней Волги, Урала, Северо-Запада, Северного Кавказа, Сибири. ОЭС Востока работает раздельно от ОЭС Сибири. Годовой максимум нагрузки, зафиксированный в 2000 г. в ЕЭС, составил 128.7 тыс. МВт. Выработка электроэнергии электростанциями ЕЭС в 2000 г. составила 820.8 млрд кВт • ч, в том числе ТЭС - 542.3 млрд кВт • ч, Щ ГЭС - 149.8 млрд кВт • ч, АЭС -128.7 млрд кВт • ч. Параллельно с ЕЭС России работают энергосистемы Казахстана, Украины, Молдавии, Белоруссии, Эстонии, Латвии, Литвы, Азербайджана, Грузии и через вставку постоянного тока - энергосистема Финляндии. В европейской части ЕЭС России сформировалась развитая сеть напряжением 500-750 кВ, в азиатской части одновременно с развитием сети 500 кВ промышленно осваивалось на- б пряжение 1150 кВ. Высоковольтные ? линии электропередачи напряжением § 220 кВ и выше составляют основную § системообразующую сеть ЕЭС и эксплуатируются межсистемными элек- | трическими сетями. Их протяжённость ® составляет 153.4 тыс. км. В целом по £ стране протяжённость линий электро- § передачи всех классов напряжений § составляет 2647.8 тыс. км. £
--О.
а
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.