Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ работ, выполненных по теме исследования в России и за рубежом 16
1.1. Перспективы повышения эффективности и маневренности в атомной энергетике. 16
1.1.1. Опыт применения частотно-регулируемых приводов в энергетике 23
1.1.2 Обзор использования парогазовых технологий на атомно энергетических комплексах 38
Глава 2. Разработка экономико-энергетической модели анализа и обоснования эффективности роста КПД, КИУМ и регулировочного диапазона для АЭС с ВВЭР-1000 47
2.1. Исследование эффективности применения высоковольтного частотно регулируемого привода (ВЧРП) на действующих и проектируемых энергоблоках АЭС с ВВЭР-1000 с целью повышения его эффективности 47
2.1.1. Оценка возможностей повышения мощности РУ ВВЭР-1000 использованием ВЧРП ГЦН для повышения расхода теплоносителя 47
2.1.2. Разработка расчетного алгоритма методики и оценки эффективности применения ВЧРП для роста мощности выше номинальной.. 53
2.1.3. Анализ эффективности применения ВЧРП ГЦН для регулирования полной мощности энергокомплексов 62
2.2. Эффективность применения пуско-резервных котельных для выработки дополнительной мощности 71
2.3. Целесообразность дополнительных способов повышения мощности в энергокомплексах на базе АЭС с ВВЭР-1000 77
Глава 3. Разработка модели и методик обоснования эффективности маневренного энергокомплекса на базе инновационного реактора ВВЭР-СКДИ на повышенных параметрах пара 80
3.1. Разработка оптимальной структуры системы влагоудаления и парового перегрева с предсепарацией в турбоустановке К-600-14.0/3000 80
3.2. Анализ и определение оптимальных схем комбинирования блоков АЭС с ВВЭР-СКДИ и газотурбинных установок 87
Глава 4. Обоснование технико-экономической эффективности комбинирования газовых (ГТ-115) и влажнопаровых турбоустановок типа К-600-14/3000 100
Выводы 111
Направления дальнейших исследований 113
Список принятых сокращений 116
Список использованных источников .
- Опыт применения частотно-регулируемых приводов в энергетике
- Оценка возможностей повышения мощности РУ ВВЭР-1000 использованием ВЧРП ГЦН для повышения расхода теплоносителя
- Анализ эффективности применения ВЧРП ГЦН для регулирования полной мощности энергокомплексов
- Анализ и определение оптимальных схем комбинирования блоков АЭС с ВВЭР-СКДИ и газотурбинных установок
Опыт применения частотно-регулируемых приводов в энергетике
Энергообеспечение устойчивого развития Российской Федерации и всего мира в целом является одной из приоритетных задач, в решении которых атомная энергетика в настоящее время имеет важное значение. Решение этой задачи многим специалистам в данной области представляется в виде существенного увеличения доли ядерного топлива (атомной энергии), гидроэлектростанций (ГЭС) и нетрадиционных и возобновляемых источников энергии в суммарной структуре энергопотребления [2]. Одним из возможных путей повышения мощности действующих реакторных установок АЭС с ВВЭР-1000 является использование ВЧРП ГЦН. Ранее в ряде работ [5-11] были представлены итоги длительной проектно-расчетной, исследовательской и эксплуатационно-наладочной работы институтов и АЭС РФ по переводу в промышленную эксплуатацию на 104% ряда энергоблоков АЭС с ВВЭР-1000. Одним из важнейших вопросов обеспечения безопасности при этом является расчетно-эксплуатационный контроль недопущения кризиса теплообмена 1-го рода qlкр в соответствии с расчетными уравнениями, рекомендуемыми, например в [12] для ВВЭР-1000, согласно которым повышение расхода реакторной воды через ГЦН при том же числе оборотов (для вновь изготовляемых или реконструируемых ГЦН) или за счет повышения числа оборотов установленного насоса увеличивает допустимое значение критической тепловой нагрузки qкр.
Развитие высоковольтной электроники уже к началу 2000-х годов позволило создать надежные частотные преобразователи высокого напряжения высокой мощности и, благодаря компактному охлаждению, относительно малыми габаритами [13]. В перспективе высоковольтные частотно-регулируемые приводы (ВЧРП) ГЦН, компонуемые в обстройке защитной оболочки, с приемлемыми габаритами и ценовыми характеристиками могут стать вполне реальными.
При существующем в мире парке атомных электростанций суммарной мощностью 372,5 ГВт электроэнергии в 2012 году выработано порядка 15% от общей выработанной электроэнергии. Современные АЭС с реакторными установками типов ВВЭР, BWR, PWR, работающие на ядерном топливе (UO2), в достаточной мере безопасны, экономически эффективны и постоянно совершенствуются в России и за рубежом для наращивания базовых мощностей в электроэнергетике. [14-17]. Одним из наиболее перспективных путей в решении задачи повышения маневренности и эффективности является комбинирование энергоблоков АЭС с газотурбинными установками. ГТУ обладают хорошей маневренностью и на сегодняшний день выгодно использовать их для потребителей пиковой электроэнергии. Также положительной особенностью работы газотурбинных установок является зависимость их мощности от температуры окружающего воздуха, что в особенности важно при покрытии осенне-зимних пиков потребления электроэнергии [18].
Подобные технические предложения были высказаны еще в начале 90-х годов в Московском энергетическом институте [19], Саратовском политехническом [18,20,21], где выполнена и защищена кандидатская диссертация [4], получены авторские свидетельства и патенты [22-24], в др. исследованиях, например [25]. Сегодня эту тему продолжают исследовать в Саратовском государственном техническом университете имени Гагарина Ю.А., а также в Саратовском научном центре РАН (отдел энергетических проблем) [26]. Ведущиеся в обеих организациях НИР с 2014 и по 2017 г. поддержаны грантами РФФИ.
К сожалению, имеющийся опыт эксплуатации атомных электростанций показал недопустимо тяжелые последствия аварий. В связи с этим оправдываются весьма значительные дополнительные затраты в системы безопасности. Комбинирование газотурбинной установки в энергокомплексе с блоком АЭС как едином объекте регулирования может являться одним из решений, потенциально повышающих достижение большей безопасности. Это необходимо для повышения надежности электроснабжения основных потребителей собственных нужд (СН), отвечающих за безопасность станции. Дополнительным путем повышения мощности и маневренности АЭС может служить использование пускорезервных котельных (ПРК). Такие котельные в схемах АЭС, обеспечивающие теплом атомную станцию в период строительства и паром во время пуска, прежде всего необходимы в период строительства. В дальнейшем при эксплуатации АЭС ПРК, как правило, не используются. При этом вырабатываемый ими пар можно направлять в основной цикл АЭС для выработки дополнительной электрической мощности, либо на отдельную турбоустановку, обеспечивая в таком случае дополнительно резервный источник электроснабжения ответственных потребителей собственных нужд. Так же в случае энергокомплекса, включающего комбинирование ГТУ и АЭС, можно рассматривать ПРК в качестве резервного котла-утилизатора. Во всех случаях, когда это необходимо (при общестанционных авариях) к ПРК могут быть возвращены первоначальные функции.
На настоящий момент доля атомных станций в выработке электроэнергии в РФ приблизительно такая же (2015 г.), как и во всем мире – 16% [27]. Атомная энергетика обладает рядом важных положительных особенностей в сравнении с другими технологиями выработки электроэнергии [28]: - ядерное топливо имеет более высокую концентрацию энергии; - при нормальной эксплуатации атомные станции более экологичны, чем тепловые электростанции; - отработавшее ядерное топливо имеет относительно меньшие объёмы и могут быть надёжно изолированы от воздействия на окружающую среду. В рамках энергетической стратегии РФ (ЕС-2030) перед атомной отраслью стоит задача по увеличению доли АЭС до 19 - 20% к 2030 году [29]. Основными предпосылками и условиями развития российской атомной энергетики являются: - стабильное увеличение потребности в электрической энергии в ближайшие десятилетия; - сырьевое обеспечение и конкурентоспособность ядерной энергетики, включая совершенствование инвестиционных возможностей и развития производственных мощностей; - экологически и политически приемлемые в практике сооружения в РФ и за рубежом технологии обращения с отработавшим топливом и радиоактивными отходами. Такой рост и качественное развитие может быть обеспечено в атомной энергетике строительством АЭС с усовершенствованными ВВЭР, в том числе такими, как один из наиболее продвинутых в предпроектном отношении – ВВЭР-СКДИ.
Оценка возможностей повышения мощности РУ ВВЭР-1000 использованием ВЧРП ГЦН для повышения расхода теплоносителя
К преимуществам использования регулируемых приводов называют обычно два основных: первое – (не всегда очевидное) для электропривода насосов – сниженное потребление электрической энергии на собственные нужды станции (в режимах пониженной нагрузки), и второе, – обеспечение более благоприятных условий работы корпуса реактора и внутрикорпусного оборудования при режимах неполной мощности за счет больших возможностей стабилизации температурных полей в активной зоне. Второе преимущество становится все более актуальным в связи с выходом госкорпорации «Росатом» на мировой рынок атомной энергетики и режимными требованиями, предъявляемыми заказчиком (Китай - АЭС «Тянь-Вань», Индия – «Кудан-Кулам», Турция – «Аккую», Вьетнам, Египет) по покрытию графиков электрических нагрузок рабочих и выходных суток и по участию АЭС в нормативном первичном и противоаварийном регулировании частоты.
Имеющиеся проблемы с достижением требуемой приемистости энергоблоков АЭС также пока полностью не решены, особенно для случаев противоаварийного регулирования «просадки» частоты в ОЭС. Постановку вопроса, возможности и целесообразности ВЧРП ГЦН следует считать заблаговременной и необходимой уже сегодня, также и по следующим причинам [13]. Отказ от поддержания постоянного расхода теплоносителя первого контура с переходом к ВЧРП ГЦН, во-первых, позволил бы снизить и сгладить температурные перенапряжения на корпусе и внутрикорпусных устройствах (ВКУ) реактора в связи с реализацией проектных требований ТЗ к новым типам ВВЭР по суточному маневренному режиму 100-50-100%, о чем говорится в работах [5, 13, 62, 63]. Во-вторых, это позволило бы создать требуемый на АЭС «запас» при их привлечении к системному противоаварийному регулированию (от падения частоты) в сторону повышения мощности, хотя бы в 2-4%. Так называемое «третичное регулирование» – под которым обычно понимают создание «запасов» по мощности для динамичной реализации их при необходимости противоаварийных «набросов» и «сбросов» нагрузки, - на блоках АЭС осуществимо пока только в сторону «сбросов». Запас по мощности АЭС не предусматривается прежде всего из-за проектно полагаемой доминантной экономической эффективности достижения высоких КИУМ. Также важной задачей является противоаварийное регулирование частоты [13], так как обычно прекращение внешнего энергоснабжения СН более опасно именно для АЭС, чем для ТЭС и ГЭС. К тому же даже в ОЭС с ГЭС и ГАЭС, последние (особенно ГЭС) не обладают такой приемистостью как турбоагрегаты АЭС, по причине высокой инерционности деривационных водотоков [62].
Формализация для предлагаемой новой программы регулирования с изменяемым расходом теплоносителя (Gx) – на основе энтальпийных балансных соотношений расходов реакторной (G x.р.) и питательной воды (D пв), с учетом необходимого обеспечения энтальпии и повышенного давления свежего пара перед 1-ой ступенью, для бездроссельного пропуска свежего пара в турбину с повышенным расходом, позволяет выявить реальные границы, где имеются условия реализации таких программ регулирования. Главным ограничением повышения расхода теплоносителя первого контура является виброустойчивость ГЦН. На данный момент можно с уверенностью утверждать о возможности повышения Gx на 10-12%, а дальнейшее повышение требует экспериментальных исследований.
При повышении мощности сверх достигнутых сегодня 104% [6,7] «скользящим» начальным давлением пара необходимы условия, позволяющие достигнуть соответствующего повышенного давления перед первой ступенью ЦВД, а также – условия теплообмена в реакторной установке и парогенераторе, в том числе с учетом разрешенных скоростей движения теплоносителя первого контура. При этом необходимо учитывать условия общей виброустойчивости всего контура.
Для типового теплообмена в ПГ (рис. 2.1) введены следующие обозначения: 1,2 – температуры теплоносителя первого контура на входе и выходе в активной зоне реактора, оС; 3,4 – температура (оС) и энтальпии (кДж/кг) рабочего тела второго контура на левой (3) и правой (4) пограничных кривых; 5 – температура (оС) и энтальпия теплоносителя второго контура на входе в парогенератор
Принципиальная t-q диаграмма теплообмена в ПГ АЭС с ВВЭР-1000 при регулировании расхода реакторной воды ГЦН с ВЧРП (процессы теплообмена 5-4 изображены условно при смешении питательной и котловой воды) На рисунке 2.1 температура рабочего тела при смешении питательной воды с водой контура естественной циркуляции ПГ принята равной температуре насыщения котловой воды в ПГ. Это допущение предполагает: 1) достаточно высокую кратность естественной циркуляции (ЕЦ) (до 8-10) достигаемую в современных конструкциях ПГ; 2) отсутствие захвата пара в опускной участок контура циркуляции. Указанное уравнение, предложенное проф. Рассохиным Н.Г. позволяет оценить энтальпию рабочего тела по формуле смешения: (2.1) откуда . На диаграмме t-q (рис. 2.1) показаны 4 различных (режимных) условия теплообмена в парогенераторе. Базовый режим (без частотного регулирования – выделен сплошными линиями): 1-2 – охлаждение реакторной воды и 5-4-3 – подогрев питательной воды в объеме котловой воды в процессе смешения в ПГ и испарение ее при температуре насыщения до степени сухости пара x=0,995). При этом соотношение расходов теплоносителей первого и второго контуров равно проектному (номинальный режим). Режим сниженной нагрузки (1 -2 по первому контуру и 5 -4 -3 – по второму) – без частотного регулирования. Здесь Gрв равно проектному значению, т.е. отношение расходов первого и второго контуров выше, чем на номинальном режиме из-за уменьшения Dпв на частичной нагрузке. Изобара охлаждения теплоносителя первого контура 1 -2 проходит при этом более полого, чем базовая, с проектным Gрв/Dпв. Для того, чтобы реализовать этот режим без дросселирования потока (скользящее начальное давление пара) необходимо существенно снижать среднюю температуру воды в активной зоне, одновременно снижая t1 и подавляя рост реактивности. Это может неблагоприятно сказаться на надежности и безопасности [63]. Поэтому пропуск пара в ЦВД в этом случае ограничивают прикрытием СРК (стопорно-регулирующих клапанов) со снижением t1 (программа tсра.з=const, pпг растет), или оставляя pпг неизменным (программа pПГ=const, tсра.з=const падает).
Анализ эффективности применения ВЧРП ГЦН для регулирования полной мощности энергокомплексов
Известны разработки в США по комбинированию ГТУ и энергоблоков АЭС [61], в которых уделено внимание сокращению дистанцирования газовой турбины и котла-утилизатора от блока АЭС, рассмотрены вопросы повышения надежности и резервной утилизации теплоты уходящих газов ГТУ при неработающем блоке АЭС. Отметим, что практически во всех перечисленных выше работах рассматриваются двухтопливные (газ, ядерное топливо) энергокомплексы. В этом и состоит их основное отличие от обычных парогазовых установок с утилизацией уходящих газов ГТ в котел-утилизатор (КУ). В таких схемах интеграция блока АЭС в энергокомплексе проводится при сравнительно меньшем, чем в традиционных ПГУ, полезном использовании паровой турбиной энергоблока АЭС пара, получаемого в КУ за счет уходящих газов ГТУ. Здесь в значительно большей доле происходит выработка за счет ядерной генерации, чем на газовом топливе. С одной стороны это несколько расширяет возможные технические решения. Возможен, например, дополнительный легкий перегрев свежего пара после ПГ (такие схемы рассмотрены в [4]), но более реальным является вытеснение греющего пара ПТУ АЭС из регенеративных отборов на ПВД (частично ПНД), из 1-й и 2-й ступеней паропарового перегрева в промежуточной системе ПТУ АЭС. При комбинировании схем конкретных типов ГТУ и энергоблоков АЭС необходимо обеспечивать баланс между предельной утилизируемой теплотой при сверхноминальных расходах пара в рабочих отсеках ПТ с одной стороны и номинальной тепловой мощностью РУ и утилизационным потенциалом газовой части – с другой. При проектировании ЭК на основе инновационного оборудования необходимо обоснование оптимального запаса пропускной способности характерных отсеков блочной ПТУ или, в альтернативе – установки дополнительной сателлитной турбины. На уровне 2014 г. (декабрь) «Группа» «Газпром» (ООО
«Газпромэнергохолдинг») выполнила 2/3 объема обязательств по строительству новых мощностей (в основном традиционные ПГУ с КПД от 51% до 59%), принятых на период 2007-2016 гг., то есть введено до 6 ГВт из плановых 9 ГВт (эл.) в центральных регионах с растущим энергопотреблением. Реальное осуществление в рамках «Союза атома и газа» позиционируемого в [47], могут найти в том числе и представляемые новые схемы и решения, экономящие газ, как ценный экспортный ресурс.
Особенно выигрышным интегрирование ГТУ и АЭС может оказаться в данном рассматриваемом случае, то есть для энергоблоков с водоводяными энергетическими реакторами, охлаждаемыми сверхкритической водой. Эти РУ интегрированы с модульной парогенерирующей установкой в одном корпусе (ВВЭР-СКДИ) и обеспечивают при единичной мощности до 600-640 МВт высокие начальные параметры пара [19, 79]. В качестве негативных сторон, - отмечается ожидаемый рост удельных капиталовложений в 1 кВт установленной мощности из-за возникающих трудностей обеспечения полной физической устойчивости и безопасности в этой новой ядерно реакторной технологии, а также в связи со снижением единичной мощности до 600 МВт от типовой -1000–1200 МВт. Из-за высокой доли капитализированной составляющей затрат в АЭС генерация энергии по суточным неравномерным графикам будет нецелесообразной по экономическим критериям. Но в переменных режимах неочевидна и техническая возможность надежного и эффективного регулирования самодвижущей силы естественной циркуляции на тяговом участке активной зоны. Работы над таким реактором ведутся совместно с европейскими партнерами в НИЦ «Курчатовский институт». Вместе с тем, - позитивные моменты, - обеспечиваемый высокий коэффициент воспроизводства (до 0.95), возможность существенного упрощения внешнего топливного цикла по сравнению с типичными ВВЭР, высокий электрический КПД (до 40%), -говорят о необходимости уже сейчас оценить возможности ввода таких энергоблоков в развивающихся ОЭС с дефицитом маневренности в составе предлагаемых энергокомплексов с меньшей долей газовой и большей -ядерной генерации, как единых объектов регулирования.
Энергокомплексы могут широко вводиться в энергосистемы РФ, в том числе с высокой долей ТЭЦ и др. энергогенераторов с недостаточной маневренностью и мобильностью. В сравнении с альтернативным вводом обычных ПГУ, а точнее в дополнение к известным преимуществам ПГУ, ввод ЭК обеспечивает уменьшенный расход газа на вновь вводимые равные мощности ПГУ и ЭК. К тому же более реальным становится импортозамещение зарубежных поставок оборудования ГТУ, которые характерны сегодня для многих сооружаемых парогазовых ЭС в России. Потребные меньшие в ЭК, чем в ПГУ единичные мощности газовой генерации позволят увереннее выбирать ГТ освоенной шкалы мощностей Российского производства [26].
Рассмотрим три варианта комбинирования (рис. 3.6) схемы турбоустановки АЭС с ВВЭР-СКДИ и ГТУ (на примере турбоустановки ГТ-180) замещением следующих элементов: 1) последней ступени СПП и верхнего ПВД (1ПП+1ПВД); 2) последней ступени СПП и двух последних ПВД (1ПП+2ПВД); 3) обеих ступеней СПП и верхнего ПВД (2ПП+1ПВД). При этом необходимо использование двух типов теплообменников: газопаровой подогреватель (ГПП) и газо-водяной подогреватель (ГВП).
Анализ и определение оптимальных схем комбинирования блоков АЭС с ВВЭР-СКДИ и газотурбинных установок
Отметим, что показатели bуд в точках 4 и 5 представляют промежуточные значения для условно автономной работы ПТУ АЭС с РУ (т. 4) и с учетом полезного использования пара, полученного за счет уходящих газов ГТУ в КУ, и направленного в СПП и/или в систему регенерации (т. 5).
С учетом соотношений цен на оба вида топлива в условном эквиваленте (), долевой выработки за счет ГТУ в составе энергокомплекса в каждом из режимов, dгпик – в пиковом, и - dгпр – в провальном, получим выражение для годовой экономии топливных затрат. ЛЗЭК-ПГУ = Ц КИУМх _ьЭ К, х_dUl_ тпик + Яср + \ЬПГУ -ЪЭ К -X-dп р(\-х)\(24-тпик) Nпр\ В расчетном примере: теплотворная способность газа – 58.5 МДж/кг или 0.0162 МВтч/кг. В уравнении, представленном выше (4.3), цена газа варьируется от 4.5 до 42.5 руб/кг (от «внутренних» до «внешних» ценовых значений). При цене ядерного топлива Ця=35000 руб/кгUO2 и его средней глубине выгорания 56.4 МВтсут/кгUO2 или 1350 МВтч/кгUO2, в названном диапазоне стоимости газа стоимостной коэффициент изменяется как отмечалось от 0.01 до 0.1.
Величина глубины выгорания Qя=56.4 МВтсут/кгUO2 выбрана по версии топливного цикла на базе сборок ТВС-2 (ВВЭР-1000) с параметрами топливного цикла 5х1 (пятикратная перегрузка в ТВС средним обогащением 4.78 с работой в равновесном топливном цикле 293 эфф. суток). «Базовая» часть коэффициента «привязана» в расчете к qг, Qя и Ця (как более стабильным ценовым характеристикам). Отсюда следует корелляция (для уровня цен 2014 г.) между коэффициентом и физической ценой на топливо (газ, двуокись урана).
Величины dгпик и dгпр в «пик» и «провал» нагрузки (одна ГТУ отключается) рассчитываются соответственно работающему составу оборудования ЭК в эти периоды dгпик=(2х115)/(2х115+600+95)=0.25, dгпр=115/(600+115+47.5)=0,15.
Разность в «чистой» годовой прибыли для ЭК и ПГУ при равной выработке по одинаковому суточному графику с Nпик=925 и Nпр=776.7 МВт при тех же пик, однозонных отпускных тарифах и налогах на выручку с некоторым упрощением равна экономии топливных затрат Пч=ЗгПГУ-ЭК.
Результаты расчетов «чистой» прибыли в сопоставляемых вариантах электрогенерации приведены в таблице 4.2.
Ниже приведены укрупненные анализ и сравнение инвестиций в конкурирующие «ЭК» и «ПГУ» Капиталовложения в энергокомплекс той же, как и для сравниваемой ПГУ мощности составляют при: dАЭС = 0.72; dГТУ = 0.28: кэк = КАЭС . dA3c + Krry.drry+KKy+ кэкг (4 4) где dАЭС, dГТУ - долевые мощности паровой и газовой турбин в энергокомплексе, нормированные на 1. Различие в полных капиталовложениях в энергокомплекс и парогазовую станцию: AK3K_nry = K-KZry 0. (4.5) ср Выражение всегда справедливо т.к. КЭК КПГУ, причем в энергокомплексах, равных по мощности ПГУ dГТУ dАЭС, в то время, в ПГУ наоборот dГТУ dАЭС.
Эффективность предлагаемого энергокомплекса в сравнении с ПГУ укрупненно может быть оценена по отношению АҐ0К = АКэк_пгу/АЗтпгу-эк. Величина Т ОК интерпретируется на графике реальных денежных потоков на временном горизонте для сравниваемых проектов как число лет, через которые более капиталоемкий, но и более и эффективный по прибыльности проект (ЭК) по текущему финансовому результату уравнивается с сопоставленным, то есть имеет то же значение кредитного долга или накопленной прибыли, как сопоставляемый с ним и менее дорогой и эффективный вариант (ПГУ).
Уравнивание проектов «ЭК» и «ПГУ» может произойти как ниже линии и левее точки безубыточности проекта ПГУ, тогда ТОКЭК ТОКПГУ, так и выше этой линии, - ТОКЭК ТОКПГУ. Во втором случае необходимо дополнительно оценивать показатель ЧДД (чистый дисконтированный доход за весь срок службы). Методы сравнения приоритетности проектов (независимых) с разным временным горизонтом изложены в [97] и другой литературе. Соответственно, этим рекомендациям, поэлементно устранена временная несопоставимость: для газотурбинной установки, котла-утилизатора как в энергокомплексе, так и в ПГУ, которые подлежат периодической замене. Для ПГУ и ЭК на базе АЭС с ГТУ также необходимо учесть прямые затраты и различные другие издержки (в прекращение эксплуатации (ПЭ)). Примем последние для ЭК в 1.5 раза выше, чем для ПГУ, при базовом их значении около 15% от общих капитальных затрат в ПГУ.
В рассматриваемом случае наиболее подходит для анализа способ цепного повтора реализации замены оборудования в рамках единого и равного горизонта времени проекта. Можно принять: в энергокомплексе энергоблок АЭС имеет срок службы 60 лет, а входящие в его состав ГТУ и КУ подлежат замене каждые 15 лет (трехкратно в данном примере).
С учетом дисконтирования повторяющихся за срок службы (60 лет) капиталовложений в замену ГТ и КУ через 15 лет (Е = 0.1; z - порядковый номер замены) по блоку ПГУ суммарно с учетом трехкратной замены ГТ и КС: z=3 і 4гу = dfjry К I TT7 + dnrykn, (4 6) где dгПГУ = 0.75; dпПГУ = 0.25 - долевые значения мощности ГТУ и ПТУ в составе блока ПГУ; кг, кп - удельные затраты в ГТУ и ПТУ. Затраты определяются при мощностях NГТУПГУ, NПТУПГУ. По энергокомплексу суммарно с учетом такой же замены ГТ и КС: Л ътг z=3 1 kd3K=dz3K-k K -У + d-kn , (4.7), ЭК ЭК г o(l + E)l5-Z АЭС 3R. где (1гЭК = 0.23; dпЭК = 0.77- долевые значения мощности ГТУ и ПТУ в составе энергокомплекса. Разность в удельных капиталовложениях в варианты ЭК и ПГУ. кдэк - кдПГу = 3120 - 2510 = 610 USD/кВт Тогда разность полных капитальных издержек составит: ЬКЭК-ПГУ = К ЭК-К ПГУ = N3K-kd3K Nnrykdnry = 265.8 мли. USD. Различия издержек в ПЭ по сопоставляемым проектам составят: 1 1 + Акпэ ПГУ =0.5-0.15- Кпгу = 0.573 млн.USD, (1 + Е) т.е. примерно 0.2% от базового различия в капиталовложениях, что пренебрежимо мало на предпроектной стадии оценки затрат. Следует также учитывать, что при эксплуатации ЭК (под юрисдикцией Росатома и в правовом поле законодательства об атомной энергии) должны отчисляться нормативные платежи в создание и развитие фондов ликвидации аварий и прекращения эксплуатации. представлены относительные разностные значения Т ОК для ЭК и ПГУ в зависимости от ценового отношения , откуда видно, что приемлемые значения Т ОК, то есть устойчивая конкурентоспособность ЭК в сравнении с ПГУ наблюдаются при низких и средних значениях . Это соответствует повышенным оценкам стоимости газа, как экспортного ресурса ( 0.050.08). Расчетные эксперименты по анализу сравнительной эффективности ЭК и ПГУ для случаев ТОКЭК ТОКПГУ 0.1 показывают, что и при этом ЧДД за весь срок службы оказывается для ЭК выше, чем для ПГУ. Полученные результаты и позитивная системная оценка таких факторов как рост надежности питания собственных нужд I категории энергоблока АЭС в составе ЭК с несколькими работающими генераторами, дополнительный регулировочный диапазон ЭК, рост КИУМ [4, 47], а также начавшиеся зарубежные разработки по этой тематике [61], позволяют считать целесообразным продолжение исследований в этом направлении.