Атомные электростанции

Затраты на строительство АЭС находятся  примерно на таком же уровне, как  и строительство ТЭС, или несколько  выше.

Главный недостаток АЭС — тяжелые  последствия аварий, для исключения которых АЭС оборудуются сложнейшими  системами безопасности с многократными  запасами и резервированием, обеспечивающими  исключение расплавления активной зоны даже в случае максимальной проектной  аварии (местный полный поперечный разрыв трубопровода циркуляционного  контура реактора).

Серьёзной проблемой для АЭС  является их ликвидация после выработки  ресурса, по оценкам она может  составить до 20 % от стоимости их строительства.

По ряду технических причин для  АЭС крайне нежелательна работа в  манёвренных режимах, то есть покрытие переменной части графика электрической  нагрузки[2].

4. Требования к экономическим параметрам АЭС

С экономической  точки зрения ядерная энергетика специфична. Ей свойственны, по крайней  мере, две кардинальные особенности. Первая особенность связана с  большой ролью капиталовложений, которые вносят основной вклад в  стоимость электроэнергии. Из чего следует необходимость особо  тщательно и обоснованно учитывать  роль капиталовложений. Вторая определяется спецификой использования ядерного топлива, которая существенно отличается от той, что присуща обычному химическому  топливу. К сожалению, до сих пор  не сложилось единого мнения о  том, как следует учитывать эти  особенности в экономических расчетах[12]. На примере российской ядерной энергетики можно проанализировать вышеназванные особенности с точки зрения современных особенностей производства электроэнергии.

Известно, что  удельные капиталовложения в АЭС  значительно выше, чем в обычные  электростанции [3], особенно это касается АЭС с быстрыми реакторами. Это связано в первую очередь со сложностью технологической схемы АЭС:

1. Используются 2-х и даже 3-х контурные системы отвода тепла из реактора.
2. Создается специальная система гарантированного аварийного расхолаживания.
3. Предъявляются высокие требования к конструкторским материалам (ядерная чистота).
4. Изготовление оборудования и его монтаж ведутся в особо строгих, тщательно контролируемых условиях (реакторная технология).

К тому же термический  к.п.д. на используемых в настоящее  время в России АЭС с тепловыми  реакторами заметно ниже, чем на обычных тепловых станциях.

Другим важным вопросом является то, что в твэлах внутри реактора постоянно содержится значительное количество ядерного топлива, необходимого для создания критической  массы. В некоторых публикациях[3] предлагается включать в капиталовложения стоимость первой загрузки ядерного топлива. Если следовать этой логике, то в капвложения следует включать не только топливо, находящееся в самом реакторе, но и занятое во внешнем топливном цикле. Для реакторов, использующих замкнутый цикл с регенерацией топлива, таких как быстрые реакторы, общее количество «замороженного» таким образом топлива может в 2-3 раза, а то и больше превышать критическую массу. Все это значительно увеличит и без того значительную составляющую капвложений и соответственно ухудшит расчетные экономические показатели АЭС.

Такой подход нельзя считать правильным. Ведь в  любом производстве одни  элементы оборудования находятся в постоянной эксплуатации, а другие материальные средства службы регулярно заменяются новыми. Однако,  если этот срок не слишком  велик, их стоимость не причисляют к  капвложениям. Эти затраты учитываются  в качестве обычных, текущих. В случае с твэлами в пользу этого свидетельствует  период их использования, который не превышает нескольких месяцев[8].

Важным является также вопрос о цене ядерного топлива. Если речь идет только об уране, то его  стоимость определяется затратами  на добычу, извлечение из руды, изотопное  обогащение (если таковое необходимо).

Если топливом является плутоний, который используется для быстрых  реакторов, то в общем случае следует  различать два режима: замкнутый, когда плутония достаточно для обеспечения  потребностей развивающейся энергетики, и конверсионный, когда его не хватает и наряду с ним используется ²³⁵U. Для случая конверсионного цикла цена плутония должна определяться из сопоставления с известной ценой ²³⁵U. В любом быстром реакторе можно использовать как плутониевое, так и урановое топливо. Поэтому при экономическом сопоставлении влияния эффекта вида топлива на капитальную составляющую стоимости электроэнергии можно исключить. Достаточно приравнять между собой лишь непосредственные затраты на топливо (топливные составляющие) в том и другом случае. По оценкам специалистов [3] цена плутония превосходит цену ²³⁵U примерно на 30%. Для плутония это обстоятельство важно, поскольку нарабатываемый плутоний как побочный продукт приносит большой доход.

В замкнутом режиме, когда  плутония образуется достаточно для  загрузки в существующие и вновь  вводимые реакторы, необходимость в  использовании ²³⁵U отпадает. Устанавливать какую-либо цену на плутоний не имеет смысла[3]. Он представляет собой полуфабрикат, который замыкается внутри данной отрасли, вырабатывающей единственный конечный продукт – электроэнергию. В случае, если его нарабатывается (образуется) больше, чем нужно для обеспечения потребностей развивающейся энергетики, его можно полностью или частично использовать для других областей его потенциального применения. В этом случае цена плутония будет определяться затратами на его извлечение из твэлов.

Таким образом:

1. Размер отчислений от  капвложений в АЭС должен быть  существенно ниже  применяемого  в настоящее время в России  директивного значения.

2. Стоимость первой загрузки  топлива в реактор и весь  топливный цикл в целом не  должна входить в капвложения.

3. Стоимость излишнего  плутония в установившемся замкнутом  цикле реакторов на быстрых  нейтронах определяется только  затратами на его извлечение  из отработавших твэлов. Ценность  плутония в конверсионном цикле  находится из сопоставления со  стоимостью ²³⁵U, используемого в тех же реакторах.

4. В режиме частичной  перегрузки активной зоны при  вычислении затрат на топливо  вместо истинного срока службы  твэлов следует использовать  более короткое время. В результате  уменьшится эффективный рост  стоимости за счет ее задержки  в производстве.

Учет результатов должен привести к заметному снижению расчетной стоимости вырабатываемой на АЭС энергии по сравнению с тем, что дает применяемая в настоящее время в России методика. Как следствие, для условий Беларуси конкурентоспособность ядерной энергетики может улучшиться по сравнению с обычной при условии, что стоимость продукции будет всецело зависеть и однозначно отвечать затратам на ее выработку[5].

5. Особенности использования АЭС в Белорусской энергосистеме

   Сооружение Белорусской  АЭС с вводом первого энергоблока 1000 МВт в 2016 году и второго 1000 МВт в 2018 году по доле мощности АЭС приблизит Белорусскую энергосистему к уровню энергосистем таких стран как США, Германия, Англия, Япония, Финляндия, опередив Россию, Китай, Индию и другие страны[5].

    Это обусловливает необходимость  глубокой и всесторонней оценки  влияния АЭС на все сферы энергетического хозяйства и, прежде всего, на загрузку и режим работы традиционных электростанций Белорусской энергосистемы. Объективность и качество такой оценки во многом зависят от правильного определения технических возможностей энергооборудования и методологии оценки получаемого совокупного экономического эффекта.

Положение с ценами на энергоносители на мировом рынке к настоящему времени сложилось таким образом, что покупка ядерного горючего обходится во много раз дешевле, чем эквивалентного количества нефти, природного газа и других видов топлива.[6] Есть основание ожидать, что в будущем этот разрыв в ценах на энергоресурсы будет возрастать. В таких условиях АЭС являются наименее затратными производителями энергии, что привлекает многие страны к их сооружению.

Наиболее  характерным, можно сказать, типичным побудительным мотивом к строительству АЭС служит рост потребительского спроса на электроэнергию при ограниченных возможностях его удовлетворения за счёт действующих традиционных электростанций. В этом случае мощность вводимой в эксплуатацию АЭС расходуется на покрытие прироста электрической нагрузки и на восполнение дефицита мощности в энергосистеме. В такой ситуации использование АЭС оказывает умеренное и не столь болезненное влияние на загрузку и режим работы существующих электростанций, не ухудшает серьёзным образом их технико-экономические показатели. Чтобы максимально снизить такое влияние, применяются способы регулирования мощности в энергосистеме с участием самих АЭС. Для этого используется техническая возможность 10-ти процентной ежесуточной разгрузки атомных энергоблоков, а также сооружаются сопутствующие АЭС специальные пиковые энергоустановки в виде пиковых ГТУ и напорно-аккумулирующих гидроэлектростанций (НАГЭС)[8].

Как показывает анализ, таких условий  для сооружения АЭС в Белорусской энергосистеме на ближайшие 10-15 лет нет. Согласно прогнозным расчётам, максимальная электрическая нагрузка энергосистемы в период с 2000 года по 2018 год (год выхода АЭС на проектную мощность в 2 млн. кВт) увеличится в 1,3 раза, будет прирастать со средним ежегодным темпом в 1,6% и в 2018 г. достигнет 7714 МВт. Если учесть, что в бытность СССР естественный ежегодный прирост электрических нагрузок в энергосистемах оценивался в 4%, то следует признать, что полученный прирост нагрузки для Белорусской энергосистемы является весьма низким, недостаточным для ускоренного освоения мощности атомных энергоблоков[6].

В то же время в течение всего  рассматриваемого периода в Белорусской энергосистеме не проявляется дефицит мощности. Установленная электрическая мощность ныне действующих электростанций, которая на сегодняшний день составляет 7888 МВт и при осуществлении всех намеченных мероприятий по их реконструкции и модернизации к 2018 году может быть доведена до 8987 МВт, в течение всего предстоящего десятилетия будет превышать ожидаемый максимум электрической нагрузки в энергосистеме не менее как на 15%[5].

Это означает, что истинный побудительный  мотив, определивший принятие решения о строительстве Белорусской АЭС, а равно и новой КЭС на каменном угле, лежит не в традиционной плоскости электроэнергетического баланса энергосистемы, а в плоскости более общих и более значимых стратегических интересов нашего государства к вопросу будущего энергообеспечения. Основную роль в этом решении сыграло острое желание избавиться от исторически сложившегося и ставшего экономически ущербным моноресурсного топливно-энергетического баланса, в котором уже долгое время доминирует растущий в цене российский природный газ, занимая долю, близкую к 80%, и тем самым повысить энергетическую безопасность страны при одновременном снижении затрат на производство электроэнергии.

Выходящая за рамки традиционности, особенность побудительного мотива сооружения Белорусской АЭС и угольной КЭС обусловливает и иное, более сильное влияние этих электростанций на важнейшие сферы энергетического хозяйства страны, таких как ТЭБ, системы теплоснабжения и особенно на загрузку и режим работы действующих электростанций энергосистемы[8].

Влияние в ТЭБ проявляется  в сокращении расхода природного газа в размере не менее 6 млн. т  у.т. в год, что составляет около 27% современного его потребления; в суточном и годовом режимах потребления газа в сторону большей неравномерности, что существенно повышает роль суточных и сезонных газохранилищ; в распределении потоков природного газа по территории республики.

Влияние на системы теплоснабжения в основном сказывается на экономическом соотношении комбинированной и раздельной схемы теплоэлек-троснабжения. Войдя в эксплуатацию, АЭС и угольная КЭС становятся замыкающими в энергосистеме по производству электроэнергии. Имея меньшие себестоимости этого производства, по сравнению с ТЭЦ, работающими на природном газе, они повышают экономическую эффективность раздельной схемы до уровня, когда она становится конкурентноспособной по отношению к комбинированной, открывая тем самым дорогу к более широкому использованию газовых котельных. Кроме того, создаются более благоприятные экономические условия для непосредственного применения электроэнергии в теплоснабжении, например, в теплонасосных схемах[8].

Влияние АЭС и угольной КЭС на загрузку и режим работы действующих электростанций в Белорусской энергосистеме столь значительно и многообразно, что необходимы комплексные исследования и оптимизация с применением математического моделирования и вычислительной техники.

  Чтобы предметно рассмотреть  этот вопрос в ограниченных  рамках реферата, следует кратко  проанализировать покрытие суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы на перспективу 2018 года, когда в эксплуатацию будут введены два энергоблока на АЭС по 1000 МВт каждый и два энергоблока на угольной КЭС по 200 МВт. Общая установленная мощность обеих электростанций составляет 2400 МВт. В каком режиме им работать — в базовом или манёвренном — определяется самой идеей их создания: максимальное замещение расхода природного газа в энергосистеме и наибольшее снижение затрат на производство электроэнергии. Белорусская АЭС, и угольная КЭС должны использоваться в базовой зоне суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы и, по возможности, работать с полной загрузкой в течение года. Весь вопрос состоит в том: в состоянии ли Белорусская энергосистема, при ожидаемых суточных графиках электрической нагрузки, обеспечить им такое использование, и как при этом изменится загрузка и режим работы всех других электростанций энергосистемы, и какими будут внешние электроэнергетические связи республики[6].

Плотность и форма суточных графиков нагрузок в значительной мере зависят от соотношения в развитии производств разной электроёмкости и доли нагрузки жилищно-коммунального сектора. Оба этих показателя имеют на перспективу вероятностный характер. В условиях, когда идёт жёсткая борьба за снижение энергоёмкости внутреннего валового продукта (ВВП), с одной стороны, и за расширение экспорта отечественной продукции, с другой, имеет смысл задавать суточные графики нагрузок вариантно и вариантно решать вопрос их покрытия.