Стартовая >> Архив >> Генерация >> Особенности электрической части АЭС

Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим работы АЭС - Особенности электрической части АЭС

Оглавление
Особенности электрической части АЭС
Технологические схемы АЭС
Типы энергетических реакторов
Главные циркуляционные насосы
Электрооборудование систем дозиметрии, специальной вентиляции, транспортно-технологических, технологического контроля
Особенности режимов АЭС
Категории потребителей
Схемы присоединения ГЦН, обеспечение устойчивости работы при КЗ
Выбор места присоединения ответвления к рабочим трансформаторам с. н. блоков
Резервирование рабочих трансформаторов с. н. блоков
Питание общестанционной нагрузки и присоединение трансформаторов 6/0,4
Присоединение резервных трансформаторов 6/0,4 кВ
Сети и источники надежного питания
Сеть постоянного тока и особенности выбора аккумуляторных батарей АЭС
Питание потребителей СУЗ
Схемы собственных нужд АЭС с различными реакторами
Расчет надежности электроснабжения в режиме аварийного обесточивания
Определение вероятности бесперебойного электроснабжения потребителей СН
Учет надежности оборудования при выборе схемы питания СН
Использование выбега турбогенераторов в режиме аварийного расхолаживания
Выбег ТГ с возбуждением высокочастотного возбудителя от постороннего источника
Построение кривой совместного выбега трубогенератора с механизмами СН
Пуск и самозапуск электродвигателей собственных нужд от автономных источников
О целесообразности объединенных блоков на АЭС
Примеры выполнения главных схем электрических соединений
Влияние режимов работы АЭС на условия работы оборудования и на надежность
Влияние структуры себестоимости электроэнергии на режим работы АЭС
Изменения конфигурации графиков нагрузки, структуры генерирующих мощностей
Приведение расхода топлива на АЭС к расходу на ТЭС
Возможные функции АЭС с различными реакторами в энергосистеме
Особенности конструкции электрооборудования в грязной зоне
Организация ремонта электрооборудования «грязной» зоны
Приложение
Литература

Режим работы электростанции оказывает существенное влияние на себестоимость отпускаемой электроэнергии. Введем понятие коэффициента использования номинальной мощности φ, характеризующего использование номинальной мощности электростанции Nном в течение данного интервала времени:
φ — Nср/Nном,
где Nср — средняя для данного интервала мощность электростанции.
При прочих равных экономических условиях чем меньше коэффициент φ, тем меньше выработка энергии электростанций и, следовательно, тем больше себестоимость вырабатываемой электроэнергии. Эта закономерность свойственна любому виду электростанций, в том числе и АЭС, однако степень влияния режима работы электростанции (определяемого значением φ) на себестоимость вырабатываемой электроэнергии сильно зависит от структуры себестоимости электроэнергии.
Известно, что себестоимость электроэнергии складывается из переменной, или топливной, состоящей из двух постоянных составляющих: амортизационной и доли затрат на заработанную плату. При изменении φ от максимального значения (в пределе φ=1) до какого-то минимального изменения составляющих себестоимости электроэнергии для различного вида электростанций существенно различно. В меньшей степени влияние φ на себестоимость электроэнергии проявляется для электростанций со значительной относительной величиной топливной составляющей (Ст) и малой величиной постоянной составляющей Сп(ст>сп). Это объясняется тем, что расход топлива, а следовательно, и удельные затраты на него (топливная составляющая) прямо пропорциональны выработке электроэнергии, т. е. количество расходуемого топлива на единицу выработанной электроэнергии (удельный расход топлива — d, т/ (МВт · ч) X Х[кдж/МВт · ч)] остается практически постоянным или меняется незначительно, в пределах 5—10%, во всем возможном диапазоне изменения φ.

Применительно к АЭС это видно из выражения для топливной составляющей себестоимости электроэнергии [1], которое не содержит члена, учитывающего режим работы АЭС:
(6-1)
где — сумма затрат топливного цикла:
Ζ — средняя глубина выгорания ядерного горючего, МВт-сут/т;
η — к. п.д. АЭС (брутто).
Таким образом, если ст не меняется или меняется незначительно при изменении φ, то изменение себестоимости электроэнергии происходит вследствие изменения постоянной составляющей сп, величина которой обратно пропорциональна количеству выработанной энергии, поскольку постоянные расходы (амортизационные отчисления, заработная плата, расходы на текущий ремонт и т. д.) по абсолютной величине остаются практически одинаковыми для всех значений коэффициента φ. Следствием этого является уменьшение постоянной составляющей до какого-то минимального значения, соответствующего максимальному значению φ, и увеличение постоянной составляющей при снижении φ (рис. 6-1).
Поскольку изменение себестоимости электроэнергии происходит почти целиком вследствие изменения постоянной составляющей сп, то чем больше доля ее в себестоимости электроэнергии, тем больше будет степень этого изменения. Напротив, при меньшей доле постоянной составляющей (большей доле топливной составляющей) относительное изменение себестоимости электроэнергии меньше. Для АЭС типична меньшая, чем для ТЭС, работающих на дорогом органическом топливе, доля топливной составляющей в себестоимости электроэнергии для различных типов АЭС, и для тепловых электростанций, расположенных в европейской части СССР, которой свойственна высокая стоимость условного топлива (14—20 руб /т).
Таблица 6-1
Ориентировочная структура себестоимости (в процентах) электроэнергии для АЭС и ТЭС при φ = 0,8


Составляющая
себестоимости

АЭС

Газографитовые на природном уране

Тяжеловодные на природном уране

Графито-водяные на обогащенном уране

Водо-водяные на обогащенном уране

Быстрые в
режиме
конвертера

ТЭС при стоимости условного топлива 14—20 руб1т

Топливная

11

10

48

45

5

65—75

Амортизационная с текущим ремонтом   

77

79

45

49

85

СО
О
·!·
to
о

Зарплата    

12

11

7

6

10

5

Полная себестоимость         

100

100

100

100

100

100

При равенстве себестоимости электроэнергии АЭС и ТЭС для данного значения φ (например, φ = 0,8) влияние уменьшения φ на себестоимость электроэнергии будет различным: меньшему значению топливной составляющей будет соответствовать большее увеличение себестоимости электроэнергии при уменьшении φ. Характер этого изменения приведен на рис. 6-2, из которого следует, что для АЭС наблюдается больший относительный рост себестоимости электроэнергии с уменьшением φ. Это значит, что эксплуатация АЭС с повышенным значением коэффициента φ, вообще говоря, экономически более предпочтительна, так как при малых значениях φ себестоимость электроэнергии для АЭС увеличивается более резко, чем для ТЭС, причем особенно резко это сказывается на себестоимости электроэнергии быстрых реакторов и реакторов на природном уране, топливная составляющая у которых очень мала или близка к нулю (см. табл. 6-1 и рис. 6-2).
Несмотря на то, что характерная для АЭС, меньшая, чем для ТЭС, доля топливной составляющей приводит к большему, чем у ТЭС, возрастанию себестоимости электроэнергии при снижении φ, нельзя делать однозначного вывода о необходимости эксплуатации АЭС только в базисной части графика нагрузки энергосистемы.
На решение вопроса об участии АЭС в покрытии графика нагрузки основное влияние может оказать не только соотношение между абсолютными значениями (в коп/кВт-ч) топливных составляющих себестоимости электроэнергии ТЭС и АЭС и величины частичных удельных расходов (6) ТЭС и АЭС (г/(кВт-ч), кдж1МВт-ч), но и характер графика нагрузки энергосистемы, структура генерирующих мощностей (в частности, доля АЭС) и регулировочные возможности электростанций.



 
« Основы радиационной безопасности атомных электростанций   Оценка безопасности объектов электроэнергетики »
электрические сети