Ядерная энергетика

Курсовые по энергетике
БН
Экология
Карта

Размещение атомных энергоустановок. Выбор площадки для АЭС

При выборе площадки для строительства АЭС должны быть учтены три категории факторов: технические, охраны окружающей среды и радиационные.

К техническим относятся общие для всех ТЭС и АЭС факторы:

мощность и коэффициент ее использования, определяющиеся типом системы и количеством тепла, выделяющимся в окружающую среду;

расстояние от станции к потребителю;

потребность в линиях передач;

потребность в охлаждающей воде;

наличие транспорта (железнодорожного, водного или автотранспорта) – как на стадии строительства, так и в процессе эксплуатации;

обеспеченность рабочей силой связанной с необходимостью создания условий для работников – создание социально-бытовой среды;

пути удаления отходов.

Для уменьшения влияния на окружающую среду площадка должна быть оценена по географическим, геологическим, метеорологическим факторам, чтобы в первую очередь обеспечить безопасность населения и безопасность станции.

Радиационные факторы вызывают наиболее сильную реакцию общества. Главная причина – возможность утечки радиоактивных материалов даже при нормальной работе реактора, не говоря уже об аварийной ситуации.

Оценка пригодности площадки включает в себя два критерия: первый – возможность облучения персонала и населения в случае аварии, второй – доза, получаемая населением при нормальной работе реакторов.

Выброс радиоактивности в случае аварии можно оценить, зная количество материала, делящегося в активной зоне, часть радиоактивности, выбрасываемую наружу, исходя при этом из максимальной глубины выгорания, что определяет количество радионуклидов в активной зоне. На основе этой информации устанавливают запрещенную зону.

Малонаселенная зона – территория, непосредственно примыкающая к запрещенной зоне, с населением, общее количество которого позволяет быстро применить необходимые меры в случае серьезной аварии. Расстояние до большого населенного пункта (25000 жителей и больше) должно превышать 1,33 расстояния от реактора до границы малонаселенной зоны.

Если реакторов несколько, то расчет ведется так, если бы авария произошла одновременно на всех реакторах. Вопросы сохранения или вывоза низко и средне – активных отходов на реакторной площадке играют незначительную роль при ее выборе.

В США планируется размещать реакторы на берегах озер или океанов. Поскольку важно найти площадки, подходящие с экономической точки зрения, то появились проекты строительства АЭС на островах или плавучих площадках. Имеются проекты размещения АЭС под землей, обладающие как некоторыми преимуществами, так и существенными недостатками – их стоимость очень велика, компоновка оборудования и вопросы водопоставки достаточно сложны, строительство под землей более трудоемкое, чем на поверхности, и т.д.

Не смотря на сложность выполнения всех требований по безопасному размещению АЭС, эта проблема наравне с другими (выбор типа реактора и др.) является чрезвычайно важной.

Технико-экономические показатели атомных энергоустановок

Топливная составляющая себестоимости электроэнергии АЭС. Себестоимость 1 кВт·ч электрической энергии, вырабатываемой АЭС, можно определить соотношением

 Sэ = И/W, (7.1)

где U – годовые издержки производства электроэнергии на АЭС; W – годовое производство электроэнергии.

Годовые издержки производства, связанные с эксплуатацией АЭС, принципиально складываются из тех же составляющих, что и для ТЭС:

 И = Иам + Из.п. + Ит.р. + Ипр + Ит , (7.2)

где Иам – амортизационные отчисления на капитальный ремонт и реновацию; Из.п. – заработная плата производственному персоналу; Ит.р. – стоимость текущих ремонтов; Ипр – прочие эксплутационные издержки; Ит – годовые затраты на ядерное топливо.

Структура эксплутационных издержек АЭС существенно отличается от аналогичных издержек ТЭС. Так, топливная составляющая годовых расходов АЭС достигает 15 – 30% против 65 – 70% для ТЭС. В то же время амортизационные отчисления на АЭС составляют 70 – 80% суммарных эксплутационных расходов.

Годовые издержки на топливо при работе по разомкнутому топливному циклу равны

  Ит = (Цт + Цхр)В, (7.3)

где Цт – цена топлива рабочего обогащения, в котором учтены затраты на добычу исходного топлива, обогащение, изготовление ТВЭЛов и транспортные расходы; Цхр – стоимость хранения отработанного топлива; В – годовой расход ядерного топлива .

Если при компоновке активной зоны применяется топливо различного обогащения, отличающееся ценой, то годовые топливные издержки составляют

 Ит = S(Ці + Ціхр)Ві. (7.4)

Топливные издержки на АЭС при работе по замкнутому топливному циклу можно представить в виде

 Ит = (Цт – Цот)В, (7.5)

где Цт и Цот – соответственно цена исходного и отработанного топлива, причем последняя зависит от содержания ядерного горючего в выгруженном топливе.

Цена отработанного топлива учитывает издержки на производство изотопов, получаемых в реакторе и предназначенных для дальнейшего использования, в том числе, в качестве исходного сырья для изготовления новых ТВЭЛов, предназначенных для АЭС. Хотя доля топливной составляющей себестоимости электроэнергии на АЭС значительно меньше, чем на ТЭС, тем не менее она достаточно велика, и задача повышения эффективности использования топлива является весьма актуальной для ядерной энергетики. Ее решение в значительной мере связанно с увеличением глубины выгорания топлива.

Специфическая особенность экономики ядерной энергетики – большая роль фактора времени, что обусловлено длительностью топливного цикла и относительно высокой стоимостью ядерного топлива. Такого вопроса практически нет в тепловой энергетике, где топливо сжигается полностью и его стоимость переносится на стоимость электроэнергии, по существу, без задержки во времени между его приобретением и использованием, кроме задержки, обусловленной необходимостью использования части топлива для создания резерва, с тем чтобы обеспечить бесперебойную работу станции. В ядерной энергетике топливо, загруженное в реактор, находится там в течение нескольких лет, и его стоимость переносится на стоимость электроэнергии лишь по мере его выгорания. Значительная часть топлива, образующая критическую массу, выгружается из реактора невыгоревшей, и его стоимость оказывается не перенесенной на стоимость электроэнергии за топливную кампанию. Выгруженное из реактора топливо в течение нескольких лет находится на АЭС в бассейне выдержки. Наконец, длительное время (до нескольких лет) занимает процесс регенерации и изготовления топлива на соответствующих предприятиях топливного цикла. Таким образом, значительная часть топлива в течение длительного времени не участвует в производстве электроэнергии, что ведет к замораживанию на длительный срок значительных материальных средств.

Отмеченным выше обусловлена специфика учета в экономике ядерной энергетики затрат на ядерное топливо, отражающая двойственный характер его использования. Часть стоимости ядерного топлива относят к единовременным затратам, производимым до пуска АЭС в действие, другую часть – к эксплутационным текущим затратам, связанных с производством электроэнергии. К единовременным принято относить затраты первой топливной загрузки или затраты на топливо, остающееся после выработки реактором полного ресурса.

Показатели тепловой экономичности турбоустановок АТЭЦ. И электрическая, и тепловая энергия, отпускаемая внешним потребителям производятся за счет общего количества теплоты Q, подводимого к рабочему телу в ЯППУ при ядерной реакции. Вопрос состоит в определении части Qэ суммарного количества подведенной теплоты, затраченной на производство электрической энергии, и части Qт, затраченной на производство тепловой энергии. Само по себе, такое разделение условно. В соответствии с нормативным (физическим) методом затраты на производство теплоты принимаются равными количеству отпущенной теплоты Qот с добавлением потерь, непосредственно связанных с производством теплоты (потери в парогенераторах, трубопроводах, подогревателях, затраты мощности на привод сетевых насосов и т.п.). Затраты мощности на привод питательных насосов обычно относят к производству электрической энергии. Отмеченные выше потери, не связаны с турбоустановкой.

Поэтому, ограничиваясь рассмотрением баланса теплоты по машинному залу АТЭЦ, полагают, что потерь при производстве теплоты нет, т.е. затраты теплоты на производство электрической энергии при этом равны

 Qэ = Q – Qот, (7.6)

а удельный расход теплоты на производство электрической энергии

 Qэ = (Q – Qот)/Рэ, (7.7)

где Pэ – электрическая мощность генератора.

Разделим условно расход G свежего пара, поступающего в турбину на два потока: конденсационный – Gк и теплофикационный – Gт, т.е.

  G = Gк + Gт. (7.8)

Мощность Рэ складывается из мощностей Рк и pm, вырабатываемых соответственно конденсационным и теплофикационным потоками пара, т.е.

  Рэ = Рк + Pm. (7.9)

Величину pm называют мощностью, вырабатываемой на тепловом потреблении. Мощности Рк и pm вырабатываются с удельными расходами теплоты, соответственно равными qк и qт Результирующий удельный расход теплоты на выработку электрической энергии будет

 qэ = (qтPт+qкРк)/(Pт+Рк). (7.10)

На главную