28. Технико-экономические показатели, характеризующие качество эксплуатации энергоблока. Пути повышения технико-экономических показателей аэс при эксплуатации.

Себестоимость энергии – это издержки производства в денежном выражении на единицу выработанной продукции.

Стоимость отпущенной электроэнергии С складывается из постоянных С_п и переменных затрат С(W_отп), практически полностью определяющихся топливной составляющей стоимости С_т:

Отсюда может быть получена себестоимость единицы энергии и ее составляющих:

Постоянная составляющая себестоимости с_п определяется количеством электроэнергии, отпущенной АЭС, а топливная составляющая себестоимости с_т зависит от количества электроэнергии лишь косвенно. Для энергетических блоков с ВВЭР доля постоянной составляющей с_п равна 50-70 %, что почти вдвое превышает соответствующую долю для ТЭС на органическом топливе (20-40 %). Для уменьшения постоянной составляющей себестоимости отпущенной электроэнергии с_п целесообразно увеличение и наилучшее использование номинальной электрической мощности блока и станции в целом (КИУМ).

Топливная составляющая себестоимости с_т зависит от режима использования топлива в реакторах и во внешнем, внестанционном топливном цикле; с_т зависит от средней глубины выгорания выгружаемого топлива, связанной с длительностью кампании в эффективных часах или сутках, и от выработки и отпуска электроэнергии, приходящейся на одни эффективные сутки, т.е. от степени полезного использования тепловой энергии, выделяемой при делении ядерного топлива (КПД блока колеблется в зависимости от времени года, также возможны диспетчерские ограничения).

Одним из резервов снижения топливной составляющей себестоимости электроэнергии является повторное использование топлива, выгруженного из реакторов, так как отработавшие топливные кассеты, хранящиеся в бассейнах выдержки, можно рассматривать как потенциальный резерв дополнительного ядерного горючего.

Как правило, часть выгружаемых топливных кассет имеет еще достаточно высокие размножающие свойства (К_ > 1). Это объясняется во многом причинами, связанными с эксплуатацией реактора, в частности: наличием диапазона в глубине выгорания выгружаемых топливных кассет и средней глубиной выгорания горючего в активной зоне к моменту останова реактора для замены топлива; распределением энерговыделения в топливных кассетах в течение прошедшей кампании; необходимой предполагаемой длительностью очередной кампании; необходимым предполагаемым распределением энерговыделения в топливных кассетах в течение очередной кампании реактора и связанным с этим требованием сохранения симметрии в загрузке, особенно при отбраковке отдельных недовыгоревших топливных кассет, например по результатам контроля герметичности оболочек ТВЭЛов.

Также снижение топливной составляющей себестоимости энергии ВВЭР может быть обеспечено реализацией в промышленных масштабах химической переработки выгруженного ядерного топлива, содержащего ²³⁵U, плутоний и другие трансурановые элементы, имеющие большую практическую ценность.

Продление кампании за счет работы реактора на мощностном эффекте снижает топливную составляющую себестоимости, но из-за уменьшения выработки электроэнергии увеличивает постоянную составляющую себестоимости электроэнергии.

Таким образом возможных направлений снижения себестоимости электроэнергии несколько:

● увеличение единичной мощности вводимых в эксплуатацию энергоблоков. Однако, на этом пути не надо забывать, что работа энергосистем предпочтительна с энергоблоками средней мощности, т.е. для устойчивой работы и покрытия колебаний нагрузки энергосистеме более выгодно иметь 2 блока по 500 МВт, чем 1 блок мощностью 1000 МВт;

● увеличение КИУМ отдельных блоков и электростанций в целом. Здесь целесообразно тщательное планирование и качественное проведение планово-предупредительных ремонтов и перегрузок топлива, а также обеспечение качества при эксплуатации, техническом обслуживании и ремонте оборудования АЭС;

● повышение качества изготовления и монтажа основного и вспомогательного оборудования АЭС (уменьшает время до момента начала выработки АЭС энергии и, следовательно, начала возврата капвложений в сооружение, а также в последующем даст повышение КИУМ за счет сокращения времени ремонтов).

Для характеристики АЭС и эффективности ее работы используются технико-экономические показатели, аналогичные тем, которые приняты в теплоэнергетике. К числу основных (традиционных) показателей относятся: себестоимость отпускаемой электрической энергии; удельные капиталовложения в строительство АЭС; коэффициент полезного действия (КПД); коэффициент использования установленной мощности (КИУМ); приведенные расчетные затраты; нормативный срок службы (или ресурс) основного оборудования и АЭС в целом и удельная численность обслуживающего персонала (или штатный коэффициент).

Кроме того, работу АЭС характеризуют такие специфические показатели, как глубина выгорания ядерного топлива или удельный расход природного урана; длительность топливной кампании; капиталовложения в оборотные фонды АЭС и ряд других.

Себестоимость отпускаемой с АЭС электроэнергии – основной и важнейший экономический показатель работы станции. Себестоимость определяется издержками производства в денежном выражении на единицу выработанной продукции. Стоимость отпущенной электроэнергии С складывается из постоянных С_п и переменных затрат C(W_отп), практически полностью определяющихся топливной составляющей стоимости Ст, т. е.

С = С_п + С(W_отп) = С_п + с_тW_отп.

Из этого выражения может быть получена себестоимость единицы электроэнергии и ее составляющих:

Как следует из полученного выражения, постоянная составляющая себестоимости с_п определяется количеством электроэнергии, отпущенной АЭС, а топливная составляющая себестоимости с_т зависит от количества электроэнергии лишь косвенно. Для энергетических блоков с ВВЭР доля постоянной составляющей с_п равна 50 – 70%, что почти вдвое превышает соответствующую долю для ТЭС на органическом топливе (20 – 40%). Для уменьшения постоянной составляющей себестоимости отпущенной электроэнергии с_п целесообразно увеличение и наилучшее использование номинальной электрической мощности блока и станции в целом.

Очевидно, что выработка электрической энергии максимальна при работе энергетического блока на номинальной мощности, под которой имеют в виду максимально допустимую мощность, установленную проектом или санкционированную после реконструкции блока. Электрическая мощность брутто измеряется на шинах всех генераторов блока или станции. Следовательно, она включает в себя мощность, потребляемую станцией на собственные нужды, а также потери в трансформаторах, которые рассматриваются как неотделимая часть станции. Мощность нетто измеряется на выходных шинах станции, т. е. после вычитания мощности, взятой на собственные нужды станции, и потерь в трансформаторах. В мировой практике общепризнано, что максимальная электрическая мощность блока АЭС устанавливается в соответствии с номинальной (т. е. санкционированной максимальной) тепловой мощностью реактора, выбранной из условия соблюдения принятых концепций обеспечения безопасности АЭС.

Коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) представляет собой отношение среднегодовой мощности энергоблока (или АЭС в целом) к номинальной, т. е.:

где и N_ном – средняя и номинальная (установленная) мощности, кВт;

W – количество электрической энергии, выработанной за год;

n_г = 8760 ч – календарное число часов в году.

Коэффициент КИУМ характеризует, как полно в течение года используется установленная мощность АЭС.

Число часов использования установленной мощности n_и, равно отношению годовой выработки электроэнергии к номинальной мощности:

Как правило, в проектах современных АЭС закладывается значение n_и не выше 6500–7000 ч, что соответствует КИУМ = 0,74÷0,8. В связи с особенностями структуры себестоимости электроэнергии наиболее целесообразно обеспечивать для АЭС режимы с максимально возможным числом часов работы в течение года на полной мощности.

Таким образом, для АЭС с реакторами ВВЭР среднее значение n_и равно 6700ч, что соответствует КИУМ – 0,76.

Максимально возможное число часов работы АЭС на полной мощности дос

Как уже упоминалось выше, в настоящее время энергоблоки АЭС предназначены главным образом для работы в базисном режиме графика нагрузок в энергосистеме при максимальном числе часов использования установленной мощности 6500—7000ч. При таком режиме работы АЭС обеспечивается минимум затрат на производство электроэнергии.

И

Рисунок 4. Влияние разгрузки АЭС на рост удельных затрат при производстве электроэнергии

звестно, что при снижении годового числа часов использования установленной мощности современного энергоблока до 4000–5000 возрастают удельные годовые затраты на производство электроэнергии на 10–15%, а эксплуатация АЭС в полупиковом режиме увеличивает эти затраты еще на 40–45%. На рисунке 4 показано влияние недоиспользования (разгрузки) установленной мощности на рост удельных затрат при производстве электрической энергии. АЭС имеют меньшие расчетные затраты на производство электроэнергии по сравнению с ТЭС только при годовом числе часов использования установленной мощности, больше чем 6000 ч.

Пути повышения технико-экономических показателей АЭС.

В период стоянки реактора для замены ядерного топлива (35 — 45 суток) обычно проводится значительная часть работ по ревизии и ремонту оборудования и трубопроводов I и II контуров, включая реактор, парогенераторы, насосы и турбогенераторы. Совмещение работ по перегрузке активной зоны с работами по ревизии и ремонту оборудования существенно снижает общие потери времени на стоянки реактора, благодаря чему, как показывает опыт отечественных и зарубежных АЭС с ВВЭР, КИУМ достаточно высок (0,7–0,8).

Таким образом, одним из наиболее распространённых на практике методов повышения технико-экономических показателей является рациональное планирование работ по перегрузке активной зоны и ремонту оборудования в период ППР.

Так же следует отметить основные направления технического совершенствования и повышения технико-экономических показателей АЭС:

1. укрупнение основного оборудования и увеличение единичных мощностей энергоблоков АЭС;

2. снижение удельных капитальных затрат на строительство;

3. сокращение сроков сооружения и освоения мощности энергоблоков АЭС;

4. совершенствование проектов АЭС (оптимизация параметров тепловой схемы, унификация и сокращение типов оборудования, упрощение схем и компоновок АЭС и другие мероприятия);

5. снижение издержек производства, связанных с выработкой электрической энергии, а также сокращение непроизводительных потерь и расходов электрической и тепловой энергии на собственные нужды станции;

6. совершенствование режимов использования топлива (увеличение глубины выгорания ядерного топлива и длительности кампании, снижение суммы оборотных фондов и т. п.);

7. улучшение распределения энерговыделения по объему активной зоны реактора, повышение эффективности использования тепловой мощности реактора;

8. оптимизация эксплуатационных режимов АЭС;

9. сокращение продолжительности ремонтов и других простоев основного оборудования АЭС.

С увеличением единичных мощностей, как правило, снижается удельная стоимость АЭС и удельные эксплуатационные расходы. Поэтому вопросу увеличения единичной мощности блоков и основного оборудования АЭС уделяется постоянное внимание конструкторскими и проектными организациями.

Для АЭС с реакторами на тепловых нейтронах характерны относительно низкие значения к.п.д. станции. К.п.д. определяется эффективностью термодинамического цикла АЭС и зависит главным образом от параметров теплоносителя и вырабатываемого пара. Поэтому на значение к.п.д. существенно влияет выбор параметров ЯР и другого оборудования, а также параметров тепловой схемы. Однако в процессе эксплуатации имеются большие возможности для поддержания к.п.д. на высоком уровне путем ведения оптимального эксплуатационного режима, сокращения потерь и потребления энергии на собственные нужды АЭС и других эксплуатационных мероприятий (например, внедрение прогрессивных нормативных характеристик, повышение вакуума в конденсаторах и т. п.).

Чем выше к.п.д. АЭС, тем ниже топливная составляющая себестоимости электрической энергии. На себестоимость электроэнергии и ее топливную составляющую существенное влияние оказывает увеличение начального обогащения ядерного топлива.

Использование в реакторах топлива с повышенным содержанием ²³⁵U либо удлинить топливную кампанию, либо сохранить её длительность при работе на более высоком уровне мощности. Всё это способствует уменьшению топливной составляющей, несмотря на увеличение стоимости обогащённого урана.

Значительным резервом дальнейшего повышения технико-экономических показателей АЭС является увеличение времени эксплуатации между ремонтами и рабочего ресурса оборудования.

На каждой атомной электростанции ежегодно составляется план организационно-технических мероприятий, в котором намечаются конкретные (для условий каждой АЭС) меры, направленные на повышение технико-экономических показателей станции.