Farnell element14   ASTOR Sp. z o. o.   Przedstawicielstwo Handlowe Paweł Rutkowski   Rittal Sp. z o.o.   Fluke Europe B.V.  

Energetyka, Automatyka przemysłowa, Elektrotechnika

Dodaj firmę Ogłoszenia Poleć znajomemu Dodaj artykuł Newsletter RSS
strona główna ARTYKUŁY Energetyka Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych
drukuj stronę
poleć znajomemu

Aspekty ekonomiczne rozwoju elektrowni jądrowych

Rozpatrywane technologie

W analizie rozpatrzono konkurencyjność kosztową technologii wytwarzania energii elektrycznej w całym zakresie wykorzystania mocy zainstalowanej. Nie rozpatrywano technologii źródeł szczytowych, których koszty wytwarzania zależą od struktury źródeł podstawowych w systemie, jak np. elektrownie wodne szczytowo-pompowe lub których koszty w dużym stopniu zależą od warunków lokalnych, jak np. elektrownie wodne przepływowe lub małe elektrownie rozproszone na biogaz lub biomasę, dla których koszty wytwarzania istotnie zależą od lokalnych warunków dostaw paliwa. Wyłączono również z porównań elektrociepłownie, gdyż koszty wytwarzania energii elektrycznej w skojarzeniu z ciepłem zależą od lokalnego zapotrzebowania na ciepło i zewnętrznych warunków regulacji cen ciepła sieciowego, co rachunek czyni niedookreślonym. Rozpatrzono natomiast koszty wytwarzania energii w elektrowniach wiatrowych, które często są przedstawiane jako reprezentujące źródła odnawialne. Elektrownie z turbinami gazowymi uwzględniono jako porównawcze w obliczaniu kosztów niezbędnej mocy szczytowej dla elektrowni wiatrowych.

Dla elektrowni przewidzianych do uruchomienia około 2020 r. rozpatrzono następujące rodzaje źródeł
energii:

  • elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach pyłowych z instalacjami odsiarczania i odazotowania spalin (PC – pulverized coal);
  • elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach pyłowych z instalacjami odsiarczania i odazotowania spalin (PL – pulverized lignite);
  • elektrownie kondensacyjne spalające węgiel kamienny w kotłach fluidalnych (FC – fluidized coal);
  • elektrownie kondensacyjne spalające węgiel brunatny w kotłach fluidalnych (FL – fluidized lignite);
  • elektrownie jądrowe z reaktorami wodnymi III generacji (LWRIII - light water reactors III generation) reprezentowane przez elektrownie z reaktorami wodnymi ciśnieniowymi typu PWR (EJ z reaktorem PWR);
  • elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla kamiennego (IGCC_C – coal integrated gasification combined cycle);
  • elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania węgla brunatnego
    (IGCC_L – lignite integrated gasification combinedcycle);
  • elektrownie parowo-gazowe na gaz ziemny (GTCC – gas turbine combined cycle);
  • elektrownie z turbinami gazowymi (GT - gas turbine);
  • elektrownie z kotłami pyłowymi wykorzystującymi współspalanie węgla i biomasy (PMF – pulverized multifuel);
  • elektrownie spalające gaz z zintegrowanej z elektrownią instalacji zgazowania biomasy (BM) - biomass integrated gasification combined cycle BIGCC);
  • elektrownie wiatrowe na lądzie (Wind on-shore);
  • elektrownie wiatrowe na morzu (Wind off-shore).

 

Tabela 1 Nakłady inwestycyjne OVN na budowę elektrowni porównywanych technologii Euro’2005/MW
Rodzaj elektrowni
2010202020302050
 PC 15001650
1600
1550
 PC+CCS   2400 2350
 PL 1600 1750 1700 1650
 PL+CCS   2500 2450
 FC 1500 1650 1600 1550
 FL 1500 1650 1600 1550
 NUCLEAR LWR
 3000 3000 2900 2800
 NUCLEAR HTGR
    2250
 NUCLEAR FBR
    3400
 GT 450 500 500 500
 GTCC 750 800 800 800
 GTCC+CCS   1200 1100
 IGCC_C 2100 2000 1950 1900
 IGCC_C+CCS   2500 2450
 IGCC_L 2100 2000 1950 1900
 IGCC_L+CCS   2500 2450
 PMF 1550 1700 1650 1600
 BM  2400 2300 2150
 Wind on-shore
 1450 1350 1300 1200
 Wind on-shore acc
 2000 1850 1800 1700
 Wind off-shore
 1900 1800 1750 1650
 Wind off-shore acc
 24502300
 2250 2150
     

Do źródeł z kotłami spalającymi paliwo organiczne, przewidzianych do uruchomienia około 2030 r., dołączono elektrownie z instalacjami uchwytu i składowania CO2 (CCS – carbon capture and storage), które w tym okresie powinny być one już dostępne komercyjnie.

W perspektywie do 2050 r. należy się liczyć z rozwojem technologicznym, który obecnie nie jest w pełni przewidywalny i z tego względu w analizie uwzględniono tylko te technologie, które obecnie są rozwijane, lecz znajdują się jeszcze we wczesnym stadium rozwoju. W tym horyzoncie przewidziano istotny rozwój technologii jądrowej. Założono, że powinny w tym czasie być dostępne komercyjnie EJ z reaktorami gazowymi wysokotemperaturowymi (HTGR – high temperature gas cooled reactors) w zastosowaniu do produkcji zarówno energii elektrycznej, jak i wysokotemperaturowego ciepła na potrzeby chemiczne. Do 2050 roku powinny pojawić się w eksploatacji reaktory termiczne IV generacji i prędkie powielające, które będą służyć jako ogniwa zamykające jądrowy cykl paliwowy i w ten sposób rozszerzające zasoby paliwa jądrowego dla reaktorów termicznych.

Dla rozpatrywanych technologii przyjęto wysokość nakładów inwestycyjnych OVN w ’05/MW stosownie do prognoz światowych ośrodków badawczych (tab. 1).

follow us in feedly
Średnia ocena:
 
REKLAMA
Komentarze (0)
Dodaj komentarz:  
Twój pseudonim: Zaloguj
Twój komentarz:
dodaj komentarz
Stowarzyszenie Elektryków Polskich
Stowarzyszenie Elektryków Polskich
ul. Świętokrzyska 14, Warszawa
tel.  +48 22 5564-302
fax.  +48 22 5564-301
$nbsp;
REKLAMA
Nasze serwisy:
elektrykapradnietyka.com
przegladelektryczny.pl
rynekelektroniki.pl
automatykairobotyka.pl
budowainfo.pl