АЭС с ВВЭР - Сравнительная эффективность АЭС в режимах регулирования нагрузки

При решении проблемы привлечения АЭС к регулированию нагрузки вообще или регулированию отдельных видов неравномерности (суточной, недельной, сезонной) следует, кроме технических вопросов обеспечения маневренности, обосновывать экономическую целесообразность их использования в этих режимах.
Эффективная годовая кампания Тэф (или число часов использования установленной мощности) основного оборудования в условиях прямой разгрузки энергоблока оказывается одинаковой как для реакторной, так и турбогенераторной установок и может служить характеристикой загруженности АЭС.
Капиталовложения в сооружение АЭС выше, чем в сооружение ТЭС на органических видах топлива, а топливная составляющая себестоимости электроэнергии обычно значительно ниже, чем на ТЭС. В связи с этим более эффективна работа АЭС в базовых зонах графиков. Иногда бездоказательно называют весьма большие «пороговые» эффективные годовые кампании (использование АЭС при меньших кампаниях, в отличие от ТЭС, ведет к прямому перерасходу приведенных затрат на выработку электроэнергии). Например, в некоторых работах это значение оценивалось 6000 ч/год, что далеко не бесспорно по двум основным причинам. Первая состоит в том, что такая величина, как Tэф, не может быть определена вне конкретных условий энергосистемы (соотношения стоимостей органического и ядерного топлива на ТЭС и АЭС соответственно, удельных затрат на их сооружение, структуры мощностей и др.). Эти условия различны во времени, но и для одного и того же времени могут существенно различаться в разных регионах страны.

Следовательно, величина неоднозначна, региональна и динамична во времени.
Вторая причина заключается в том, что слишком высокое значение равноэкономичной эффективной кампании означало бы примерное равенство удельных приведенных затрат в производстве электроэнергии на АЭС и ТЭС при условии базового его характера (Тэф = 6000- 6500 ч/год). Между тем в европейской части, где эти станции сопоставляются, замыкающие затраты на твердое и газомазутное топливо уже в ближайшей перспективе будут весьма велики (в пересчете на условное топливо соответственно 35—40 руб/т и 55—60 руб/т), что приводит к ощутимому исходному различию (в базовых режимах с Тэф = 6000-6500 т/год) приведенных затрат в пользу АЭС с ВВЭР в сравнении с ТЭС с пылеугольными и особенно газомазутными блоками мощностью 300, 500, 800 МВт. В связи с этим утверждения о том, что обеспечение переменных графиков нагрузки за счет маневренных возможностей АЭС приводит к наибольшему росту затрат, хотя и отражают общепризнанную экономическую концепцию необходимости всемерного увеличения фондоотдачи АЭС, однако не являются строго обоснованными при существовании на практике ограничений на ввод альтернативных маневренных источников. Если следовать такой позиции в реально создавшейся и обозримо перспективной ситуации, то необходимо серьезно ограничить ввод мощностей АЭС в европейской части страны.
В зарубежной литературе уделяется значительное внимание обоснованию экономически оправданных пределов разгрузки АЭС в сравнении с ТЭС на угле и мазуте по стоимости электроэнергии, в частности, во Франции, где весьма высока доля выработки электроэнергии на АЭС с PWR (табл. 1.5), это обоснование служит предметом тщательного изучения.
Однако стоимость электроэнергии — не исчерпывающий и недостаточный показатель сравнения эффективности ТЭС и АЭС при весьма малой загруженности оборудования. В этом случае технические возможности по глубине разгрузки, частоте и числу пусков и остановок энергоблоков на органическом и ядерном топливе могут существенно различаться.
Оценка порога эффективной кампании АЭС проводилась и в нашей стране (для европейской части). Такие исследования выполнялись, в частности, в СПИ в 1983—1984 гг. Безусловно, оценки для перспективных условий могут иметь лишь вероятностный характер (рис. 1.13), так как нельзя однозначно определить структуру будущих энергосистем, сравнительную динамику затрат в ядерное и органическое топливо, оборудование, техническое водоснабжение, природоохранные мероприятия и другие факторы по энергоблокам ТЭС и АЭС на отдаленный период.

Таблица 1.5. Сравнительная стоимость электроэнергии на АЭС, пылеугольных и мазутных ТЭС Франции в различных зонах графика, сантим /(кВт · ч), по состоянию на 1 января 1986 г. (на 1 января 1982 г.)

В расчетах замыкающие затраты на твердое топливо (в пересчете на условное топливо) принимались следующими: текущие 25 руб/т, на ближайшую перспективу до 35 руб/т. Мазутное топливо не рассматривалось в связи с дальнейшим ограничением его использования в энергетике. Затраты на ядерное топливо для ВВЭР-1000 оценены в 500—800 руб/кг, глубина выгорания 40 МВт -сут/кг. Удельные капиталовложения в блоки ТЭС и АЭС приняты соответственно: 140 руб/кВт (маневренный блок с турбиной К-500-130) и 320 руб/кВт (АЭС с ВВЭР-1000). Подробно методика расчета приведенных затрат на АЭС показана в § 3.1. Здесь отметим, что при оценке капитальной составляющей учитывалось вероятное увеличение затрат на реакторную часть, равное 8—10% на каждую 1000 ч/год снижения исходного (проектного) годового числа часов использования реактора. Удорожание обусловлено, как показали проработки нескольких организаций, необходимостью увеличения запаса реактивности на подавление эффектов от равнения, ростом затрат на ремонтное обслуживание и введение дополнительной автоматики.

Рис. 1.13. Сравнительная эффективность блоков на органическом и ядерном топливе при различной эффективной годовой кампании:
—------------ АЭС с ВВЭР-1000; — · — —тоже без удорожания реакторной части со снижением кампании Тэф;    — —КЭС с турбиной
К-500-130; 1- Цт = 25 руб/т; 2—Цт = 35 руб/т;
III — вероятностная зона значений удельных затрат при Ца - 500 ч- 800 руб/кг и ЦРи=20 руб/кг; = — то же без учета наработки Ри

Одновременно с ростом затрат на реакторную часть следует учитывать возможность и целесообразность упрощения и удешевления паротурбинного оборудования таких маневренных АЭС.

Но значительного эффекта, как, например, в блоках такого же исполнения ТЭС, здесь, видимо, ожидать нельзя.
Рассмотрены графики стационарной нагрузки с симметричной недельной, а при Тэф= 4500 ч/год и суточной неравномерностью. Уменьшение Тэф осуществляется снижением мощности энергоблоков в периоды еженедельных (в выходные дни) и ежесуточных (ночных) провалов нагрузок без осуществления остановок оборудования. Возможность таких режимов обусловливается предполагаемым совершенствованием оборудования реакторного контура. Конфигурация графиков учтена при подсчете средних значений КПД.
Из рис. 1.13 видно, что величина Тэф сильно зависит от соотношения замыкающих затрат на органическое топливо и на загрузку ядерного топлива и составляет при самом неблагоприятном для АЭС с ВВЭР-1000 сравнении (дешевое топливо на ТЭС, дорогостоящее на АЭС) 6800—7000 ч/год. При лучшем для АЭС соотношении топливных затрат Тэф= 3600 -f- 3900 ч/год. Верхние значения соответствуют стоимости наработанного плутония ЦРи = 20 тыс. руб/кг (для замкнутых топливных циклов — при однокомпонентной модели развития ядерной энергетики), когда воспроизводство и потребление плутония осуществляются в реакторах на тепловых нейтронах.
В проектно-сметной документации на некоторые вновь сооружаемые энергоблоки АЭС с ВВЭР обосновываются более высокие значения капитальных затрат, куда в последнее время относят и необходимые вложения в развитие инфраструктуры (до 500—600 руб/кВт и выше). Вместе с тем перепроектирование маневренного энергоблока 500 МВт на твердое топливо также потребует существенного повышения удельных капитальных затрат, особенно с учетом возросших требований улучшения экологии (на 30—40%). Поэтому общая картина сравнения, представленная на рис. 1.13, может существенно измениться.
В проектных проработках на перспективу после 1990 года можно рекомендовать ориентироваться на пороговое годовое число часов использования мощности АЭС в пределах 4500-5500 ч. Работа энергоблоков АЭС в основном
с глубоким недельным регулированием не приводит к прямому перерасходу затрат, но понижает эффект от их использования в сравнении с работой в базисном режиме. Базисный режим возможен для АЭС только в энергосистемах с высокой долей специализированных маневренных ТЭС. Оптимизация как ТЭС, так и АЭС при этом может вестись по минимуму усредненных удельных приведенных затрат по формуле
(1.2)
где Раэо — доли мощностей АЭС и конденсационных электростанций (КЭС) в энергосистеме.
В этой формуле величина Зкэс учитывает циклическую двухсменную работу специализированного блока с малыми пусковыми расходами топлива. Доли рАЭС и рКЭс в общем случае не соответствуют долям чисто базовой и переменной мощностей в графике и должны быть оптимизированы. Определение рациональной доли маневренных энергоблоков ТЭС в развивающихся энергосистемах проводилось ранее в СПИ и других организациях.
Такая стратегия развития энергосистем остается проблематичной в связи с дефицитом ресурсов органического топлива в европейской части страны и в дальнейшем в книге не рассматривается.