Article

3.5. Тепловой баланс на АЭС и общая экономичность АЭС

На рис. 3.10 представлен тепловой баланс для двухконтурной АЭС с водным теплоносителем в расчете на 1 кг пара.

Рис. 3.10.
Рис. 3.10.

Тепловой баланс на АЭС с водным (а) и жидкометаллическим (б) теплоносителями

Условно рассмотрим его при отсутствии регенеративного подогрева. В парогенератор поступает теплота, выделившаяся в активной зоне реактора qa3, за вычетом теплоты, теряемой системой первого контура q, а также теплота конденсата qк. С учетом потерь теплоты в паропроводах qтр каждый килограмм пара внесет в турбину энтальпию hп, некоторая незначительная часть этой теплоты будет затрачена на

механические потери в турбине qмех и потери в электрогенераторе qг, значительную часть теплоты придется отвести в конденсаторе с охлаждающей водой qох, а непосредственно в электроэнергию будет превращено количество теплоты qэл, которое, как это видно из рис. 3.10, существенно меньше отводимого в конденсаторе. Как следствие этого, КПД АЭС с водным теплоносителем находится на уровне ~33%.

Тепловая экономичность является важным, но не окончательным показателем экономичности работы. В качестве одного из показателей общей экономичности используется себестоимость продукции, то есть себестоимость 1 кВт·ч отпускаемой электроэнергии. Определение этого показателя является задачей другого курса и соответствующего учебника. Напомним только, что годовые затраты на производство электроэнергии включают в себя топливную составляющую, а также составляющие, зависящие от начальных капиталовложений и расходов на эксплуатацию.

Для ТЭС топливная составляющая играет решающую роль и потому весьма важна высокая тепловая экономичность, всегда снижающая расход топлива и повышающая общую экономичность. Для АЭС топливная составляющая имеет существенно меньшее значение. Поэтому меньшая в сравнении с ТЭС тепловая экономичность АЭС, связанная с применением насыщенного пара среднего давления (см. § 3.2, а не перегретого пара высокого давления, как на ТЭС), не препятствует конкурентоспособности АЭС в сравнении с ТЭС.

Расчет топливной составляющей для атомных электростанций отличается от расчета для ТЭС по ряду причин; для АЭС загружаемое и выгружаемое топлива практически не отличаются по общей массе; определение количества действительно "сгоревшего" топлива ( 235U, 239Pu) требует определения изотопного состава выгружаемого топлива, что невозможно в условиях АЭС. Соответственно невозможно определение действительной, а не расчетной, то есть проектной, глубины выгорания.

Выгружаемое из реактора АЭС топливо имеет высокую энергетическую ценность, в том числе и по содержанию 235U и 239Pu. Поэтому выгружаемое топливо подлежит переработке для повторного использования. При определении топливной составляющей кроме уранового топлива учитывают стоимость изготовления твэлов и затраченных на них конструкционных материалов. В связи с этим топливную составляющую рассчитывают для АЭС, исходя из сумм, предъявляемых АЭС для оплаты доставляемых партий твэлов. Для периода между выгрузкой части твэлов и загружаемых взамен свежих твэлов определяется суммарная выработка электроэнергии и к ней относят стоимость полученных твэлов.

Для АЭС повышение тепловой экономичности только тогда приводит к уменьшению топливной составляющей, когда оно не связано с удорожанием загружаемого в реактор ядерного топлива. Так, применение перегретого пара высокого давления с параметрами 9 МПа и 500 ℃ на первом и втором блоках Белоярской АЭС повысило их тепловую экономичность в сравнении с первым и вторым блоками Нововоронежской АЭС, работающими на насыщенном паре среднего давления с параметрами 2,9 МПа и 230 ℃. Однако ядерный перегрев пара на БАЭС потребовал применения в перегревательной части активной зоны реактора нержавеющих аустенитных сталей вместо циркониевых сплавов, соответственно оказалось необходимым повысить обогащение урановой загрузки, что вызвало увеличение топливной составляющей.

Капиталовложения на АЭС существенно выше, чем на ТЭС. Они влияют на стоимость электроэнергии через соответствующую составляющую. Поэтому конструктивные решения, повышающие тепловую экономичность АЭС, приемлемы лишь в том случае, если уменьшение топливной составляющей превышает рост составляющей от капитальных затрат. Когда это условие не соблюдается, себестоимость 1 кВт · ч электроэнергии увеличивается. Изыскание решений, повышающих тепловую экономичность АЭС без увеличения капиталовложений, является задачей проектирования АЭС.

Капиталовложения влияют не только на себестоимость вырабатываемой электроэнергии, но и имеют самостоятельное значение для решения вопроса о строительстве АЭС, так как речь идет о значительных затратах. Поэтому один из экономических показателей АЭС, так же как и для ТЭС, это стоимость 1 кВт установленной мощности, равная отношению полной стоимости АЭС к ее электрической мощности. В качестве одного из путей для снижения стоимости 1 кВт установленной мощности современная атомная энергетика использует рост единичной мощности основных агрегатов и мощности АЭС в целом. Это — магистральный путь развития энергетики, так как одновременно решаются и такие важные задачи, как ускорение ввода значительных мощностей, и относительно сокращаются трудозатраты на сооружение электростанций.