Концепции топливной составляющей затрат в ВВЭР - АЭС с ВВЭР

Оглавление
АЭС с ВВЭР
Режимы электропотребления
Маневренные возможности энергоблоков - активная зона реактора
Механическая система регулирования реактора
Температурное регулирование  энергоблоков
Конструкционные элементы энергоблоков
Регулировочные возможности турбины
Сравнительная эффективность АЭС в режимах регулирования нагрузки
Развитие и модернизация ВВЭР
Конструкция активной зоны и топливоиспользование ВВЭР
Открытый и замкнутый топливные циклы ВВЭР
Повышение коэффициента воспроизводства
Спектральное регулирование
Тесные топливные решетки
Дожигание топлива
Пути повышения безопасности
Концепции топливной составляющей затрат в ВВЭР
Учет наработки вторичного топлива
Методы поиска наивыгоднейших решений
Аккумулирование тепла на АЭС
Использование слабоперегретого пара
Выбор параметров пикового контура
Регулирование нагрузки снижением мощности
Деформация полей энерговыделения при изменении  мощности
Использование мощностного и температурного эффектов реактивности
Регулировочные возможности турбин
Турбины слабоперегретого пара - регулировочные возможности
Другие пути адаптации АЭС к переменным графикам нагрузок
Оптимизация параметров газовой турбины
Наивыгоднейшие параметры газоводяного подогревателя
Потребители-регуляторы
Внепиковое электротеплоснабжение
Список литературы

Глава 3
ОСНОВЫ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИХ РАСЧЕТОВ АЭС
С ВВЭР

3.1. ТОПЛИВНЫЕ ЗАТРАТЫ
Вопросы учета топливных затрат на АЭС с ВВЭР представляются достаточно сложными в связи с двойственностью топливных загрузок как экономической категории и их неоднородностью [38, 93, 110, 112]. С одной стороны, топливная загрузка имеет черты оборотных фондов, с другой, в каждую частичную загрузку обновляется примерно 1/3 или 1/2 часть топлива активной зоны (при трех- или двухчастичных перегрузках за топливную кампанию). Следовательно, остающаяся часть топливных кассет носит черты основных фондов, так как сохраняет свою потребительскую стоимость неопределенно долго. Даже после окончания срока службы это недовыгоревшее топливо может быть изъято и направлено для выгорания в аналогичный реактор. Основываясь на этих рассуждениях, обычно относят эту часть топливной загрузки к категории долговременных оборотных фондов, списывая ее на себестоимость равномерно в течение всего нормативного срока окупаемости. Именно такой подход приведен и рекомендован в [112]. Многие специалисты придерживаются концепции отнесения первоначальной топливной загрузки к основным фондам АЭС, а топливных сборок, добавляемых при частичных перегрузках, — к оборотным.
Вместе с тем приравнивание коэффициентов дисконтирования и эффективности капиталовложений Е=0,1, рекомендуемое сейчас ведущими специалистами в технико-экономических расчетах, может обеспечить тождественность и применимость обоих подходов к расчету топливной составляющей [110].
Для замкнутых топливных циклов реакторов на тепловых нейтронах при расчете топливной составляющей рекомендовались методы отключения или списания топливных затрат, а также их распределения [38]. В первом случае из общей суммы затрат на топливо вычитается стоимость отработавших твэлов по установленным ценам. Недостаток этого метода, по мнению некоторых специалистов, в том, что цены на отработавшие твэлы могут значительно отличаться от фактических затрат на образование в ядерном сырье плутЪния на АЭС, так как на цены влияют многие факторы, не зависящие от характеристик АЭС. Поэтому возможны иногда нулевые или отрицательные значения топливных затрат, что противоречит трудовой теории стоимости. Во втором случае затраты на топливо распределяются между затратами на электроэнергию или полуфабрикаты (сырье с наработанным плутонием, подлежащее переработке) по какому-либо критерию, например, пропорционально доле нейтронов, израсходованных на деление и радиационный захват или пропорционально среднеотраслевым затратам в каждый из продуктов. Если на АЭС устанавливаются водо-водяные реакторы с повышенным коэффициентом конверсии, то и электроэнергия, и топливный полуфабрикат (как, например, для быстрых реакторов) — основная продукция АЭС. При использовании метода распределения в этом случае важен вопрос о соотношении цен, по которым реализуется полуфабрикат. В общем случае возможны три варианта соотношения цены Ц, себестоимости полуфабриката Спф и нормативной прибыли АЭС Пн: Ц^Спф+Пн. Эти условия для АЭС соответственно означают: прибыль на уровне отраслевого норматива; дополнительную сверхнормативную прибыль, не являющуюся результатом улучшения хозяйственной деятельности АЭС, и, наконец, планово-убыточную деятельность АЭС [38].
Количественный расчет топливной составляющей АЭС с ВВЭР по разным методикам [93, 110, 112 и др.] показывает, что основные методологические трудности в этом вопросе встречаются при оценке затрат в первую топливную загрузку. Первая загрузка является источником различий себестоимости энергии АЭС при разных способах расчета сравнительно длительный период работы (3 года и более) до перехода к стационарному режиму перегрузок. Физических оснований этого различия нет, причины лежат в некоторой субъективности применяемых методов расчета.
Стоимость загружаемых свежих ТВС cTj больше первоначальной стоимости топливных сборок, выгружаемых после окончания работы первой (j= 1) и второй (j=2) загрузок реактора, хотя физические основы для этого в связи с одинаковой выработкой электроэнергии за эти частичные кампании отсутствуют [93].

Ранее был упомянут метод, рекомендуемый в [112] и учитывающий только режим стационарных перегрузок. Для решения некоторых задач этот метод вполне приемлем; напомним, что ему соответствует концепция списания стоимости доли топлива (1 — φ)/φ в течение нормативного срока окупаемости Ти как основных фондов. При таком подходе удельные приведенные затраты на производство электроэнергии на АЭС с ВВЭР могут быть представлены формулой
(3.2)

где ц — удельная цена загрузки (с учетом годовой наработки вторичных делящихся нуклидов, отнесенной к 1 кг топлива загрузки), руб/кг U02; нст — усредненный за год электрический КПД АЭС; р — нормативный коэффициент эффективности капиталовложений, год ; куд- удельные капиталовложения в сравниваемые энергоблоки, руб/кВт.

Рис. 3.1. Изменение топливной составляющей стоимости энергии, вырабатываемой АЭС с ВВЭР, по кампаниям частичных загрузок [93] (цифры 1 — 7 обозначают кампании): а — расчеты по первому методу; б — по второму методу

В этих случаях цену наработанного топлива можно определить по упрощенным методикам.
Единой методологической основы расчета топливной составляющей затрат за рубежом пока также не выработано.
Например, в США (по данным Л. Д. Гительмана) часто расчет топливной составляющей затрат проводят по формуле
4
где су расходы на аренду урана для первоначальной загрузки реактора; с-изг расходы на изготовление ТВС с учетом транспортировки, потерь и отчислений за аренду урана; с0 — цена оставшегося в отработавших твэлах урана за вычетом его потерь при переработке и превращении в UF6; сп — цена накопленного в отработавших твэлах плутония за вычетом его потерь при переработке и превращении в металлический плутоний; Зтр, 3, Зк расходы на транспортировку с территории АЭС, химическую переработку твэлов и отчисление за кредит на время транспортировки и переработки;  tB запас ТВС на АЭС в днях обеспеченности и среднее время нахождения ТВС в реакторе и бассейне выдержки
соответственно; N -удельная тепловая мощность; В — средняя глубина выгорания топлива в стационарном режиме, МВт сут/кг; η — КПД блока АЭС (нетто); h максимально возможное число часов использования установленной мощности, ч/год; iа — установленная норма арендной платы.
Второе слагаемое в формуле учитывает арендную плату за оборотный капитал, необходимый для обеспечения АЭС ураном для активной зоны су, ураном, находящимся в переработке с0, в запасе на АЭС tзaп\(tKcy) и в бассейне выдержки tв\(tKc0). Принятый коэффициент 1/2 учитывает оборотный капитал, требующийся для уплаты процентов за аренду урана в указанном количестве.

В последнее время в зарубежной и отечественной практике проведения расчетов все чаще применяется метод «приведенной» стоимости, учитывающий все затраты и кредиты за срок службы АЭС и их разновременность [44, 90, 110, 120].
Основная трудность в применении этого метода — оценка долговременной динамики исходных данных для расчета затрат топливного цикла за весь срок службы.



 
« Атомные электрические станции и их оборудование   Бетон в защите ядерных установок »
электрические сети