proatom.ru - сайт агентства ПРоАтом
Журналы Атомная стратегия 2024 год
  Агентство  ПРоАтом. 27 лет с атомной отраслью!              
Навигация
· Главная
· Все темы сайта
· Каталог поставщиков
· Контакты
· Наш архив
· Обратная связь
· Опросы
· Поиск по сайту
· Продукты и расценки
· Самое популярное
· Ссылки
· Форум
Журнал
Журнал Атомная стратегия
Подписка на электронную версию
Журнал Атомная стратегия
Атомные Блоги





PRo IT
Подписка
Подписку остановить невозможно! Подробнее...
Задать вопрос
Наши партнеры
PRo-движение
АНОНС

Вышла в свет книга Б.И.Нигматулина и В.А.Пивоварова «Реакторы с тяжелым жидкометаллическим теплоносителем. История трагедии и фарса». Подробнее 
PRo Погоду

Сотрудничество
Редакция приглашает региональных представителей журнала «Атомная стратегия»
и сайта proatom.ru.
E-mail: pr@proatom.ru Савичев Владимир.
Время и Судьбы

[24/04/2012]     О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии

Владимир Травкин, инженер, v.travkin@mail.ru, моб. +375 296 995-321

В результате строительства АЭС с энергоблоками 1200 МВт в Белорусской энергосистеме должна существенно увеличиться величина необходимого резерва мощности. Затраты энергосистемы и экономики республики на создание  и обеспечение эксплуатации такого резерва не учитывались в обосновании инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь и, соответственно, при принятии решения о её строительстве. В данной записке сделан ориентировочный расчёт величины этих затрат.


В «Обосновании инвестирования в строительство атомной электростанции в Республике Беларусь» указано, что сокращение  потребления условного топлива в результате её строительства составит до 5 миллионов тонн в год, то есть сокращение потребления газа в республике составит до 4,4 млрд. м. куб. На взгляд автора, эта цифра завышена и в записке рассчитывается сокращение потребления газа относительно энергосистемы с парогазовыми и когенерационными установками, а так же с учётом фактического времени работы оборудования АЭС.

1.                   Затраты энергосистемы на дополнительные мощности необходимого резерва.
Ввод в энергетический баланс энергосистемы энергоблока, установленная мощность которого значительно превышает мощность уже эксплуатируемых блоков, приводит не к уменьшению части энергосистемы работающей на органическом топливе, а к её значительному возрастанию. Посмотрим это на примере строительства Белорусской АЭС.

На 01.01.2012г. мощности необходимого резерва в Белорусской энергосистеме не должны были превышать в сумме 600 МВт (300 МВт вращающегося резерва и 300 МВт «холодного» резерва).

К моменту ввода в эксплуатацию первого блока АЭС необходимые резервные мощности энергосистемы должны будут составить в сумме 2 400 МВт.

Т.о., при одной и той же нагрузке потребителей, мощность тепловых электростанций, в случае строительства АЭС, должны быть на 1 800 МВт больше, чем без неё (по данным ГПО «Белэнерго» на 2 400 МВт).

1. Определим ориентировочные затраты на строительство, содержание и обеспечение топливом мощностей резерва при его различной величине.

1.1.              Сначала, на основе данных из  проекта государственной программы развития Белорусской энергосистемы на 2011–2015гг, (редакция 8.3), установим среднюю удельную стоимость строительства и реконструкции генерирующих мощностей. К сожалению, принятая в 2012 году программа, недоступна для свободного доступа, т.к. ей присвоен гриф «Для служебного пользования».

табл. 1.

№№ пп
Объект
Мощность
Ед. изм.
Стоимость
Ед. изм.
Удельная стоимость
Ед.  изм.
1
Лукомльская ГРЭС, строительство ПГУ-400
400,00
МВт
368,00
$ млн.
0,92
$ млн.
МВт.
2
Березовская ГРЭС, строительство ПГУ-400
400,00
МВт
380,00
$ млн.
0,95
$ млн.
МВт.
3
Зельвенская КЭС, строительство
920,00
МВт
1 311,00
$ млн.
1,43
$ млн.
МВт.
угольных энергоблоков мощностью до 920 МВт
4
Новополоцкая ТЭЦ, строительство ГТУ-70
70,00
МВт
65,40
$ млн.
0,93
$ млн.
МВт.
5
Гродненская ТЭЦ-2, строительство ГТУ-121МВт
121,00
МВт
152,70
$ млн.
1,26
$ млн.
МВт.
6
Бобруйская ТЭЦ-2, строительство ГТУ-70
70,00
МВт
125,20
$ млн.
1,79
$ млн.
МВт.
7
Витебская ТЭЦ, строительство ГТУ-70
70,00
МВт
83,00
$ млн.
1,19
$ млн.
МВт.
8
Брестская ТЭЦ-2, строительство ПГУ-65
65,00
МВт
98,00
$ млн.
1,51
$ млн.
МВт.
9
РК-3 г.Борисова, установка ПГУ64 МВт
64,00
МВт
98,00
$ млн.
1,53
$ млн.
МВт.
10
Могилевская ТЭЦ-1, строительство ГТУ-25
25,00
МВт
69,20
$ млн.
2,77
$ млн.
МВт.
11
Среднее




1,43
$ млн.
МВт.




























Из расчёта видно, что средняя удельная стоимость строительства и реконструкции генерирующих мощностей тепловых электростанций составляет 1,43 миллиона долларов за 1 МВт установленной мощности.


1.2.              Теперь рассчитаем удельную величину условно-постоянных затрат, приходящуюся на 1 Мвт установленной мощности энергосистемы.


1.2.1.          Ориентировочный расчёт величины топливной составляющей     табл. 2. 
№№ пп
Показатель
Единица
измерения
Величина

1.
Удельный расход условного топлива по энсистеме (после ввода АЭС) *
г.у.т.
квт-час
225,00

2.
Коэффициент перевода условного топлива в газ
м.куб. т.у.т.
886,00

3.
Удельный расход газа в энсистемы  на производство 1 МВт-ч электроэнергии после ввода АЭС, (п.1*п.2).
м. куб. МВт-час
199,35

4.
Стоимость газа**
$1000 м. куб.
350,00

5.
Стоимость газа для производства 1 МВт-часа эл.энергии, топливная составляющая в себестоимости, (п.3*п.4).
$ МВт-час
69,77

* для энергосистемы с парогазовыми и когенерационными  установками
** принято по Обоснованию инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь.
Из расчёта видно, что топливная составляющая в себестоимости производства электроэнергии  в период работы АЭС составит 69,77 доллара на 1 МВт-час.

1.2.2.        Ориентировочный расчёт себестоимости производства электроэнергии и
условно-постоянных затрат на 1 МВт установленной мощности энсистемы.    табл.3.
№№ пп
Показатель
Ед. изм.
Величина


Исходные данные для расчёта.



1
Топливная составляющая в себестоимости производства электроэнергии после ввода АЭС (см. табл. 2, п. 5).
$МВт-час
69,77

2
Доля топливной составляющей в себестоимости элэнергии.
-
0,8

3
Доля условно-постоянных затрат в себестоимости элэнергии.
-
0,2

4
Установленная мощность энергосистемы на 01.01.2010г.
МВт.
8312

5
Производство электроэнергии в 2010г.
млрд. квт-ч
32,50

6
Число часов в году
час.
8760

 
Расчёт

 

7.
Условно-постоянная составляющая  в себестоимости
 1 МВт-часа элэнергии, после ввода АЭС, п.1*п.3/п.2.
$/ МВт-час
17,44

 

8.
Себестоимость производства 1 Мвт-часа электроэнергии, п.1+п.7.
$Мвт-час
87,22

9
Условно - постоянная составляющая затрат энергосистемы на производство 32,5 млрд. квт-часов, в год, п.7*п.5.
млн. $
566,85

10
На 1 МВт установленной мощности условно-постоянные электроэнергии затраты составляют в год, п.9/п.4.
тыс.$МВт.
68,20
 

         

Как видно из расчёта, условно-постоянные затраты энергосистемы в 2010г. составляли бы  68,2 тысячи долларов  на 1 МВт-час, при стоимости газа в 350$1000 м.куб.

1.3.              Следующим шагом будет определение расхода топлива мощностями вращающегося резерва, работающими в режиме технического минимума.


Исходные данные. 
1.               Стоимость 1 000 м. куб. газа.                                                            долл.1000 м. куб.    350
2.               Номинальная нагрузка энергоблока (Данные элстанции)            МВт.                          300
3.               Нагрузка технического минимума энергоблока 300 МВт.            МВт.                          120      
             (Данные элстанции).
4.               *Удельный расход условн.топлива на производство 1 квт-ч.        г.у.т.квт-ч               225
5.               Увеличение расхода топлива в режиме технического минимума  %                             11
6.               Величина "горячего резерва" до ввода АЭС                                    МВт                         300
7.               Величина "горячего резерва" после ввода АЭС                              МВт.                        1 200
8.               Число часов работы АЭС в году                                                       час.                           8 760
9.               Расчётный срок службы АЭС                                                            лет                            60
10.            Технич. минимум блока резерва от номинальной мощности         %                              40
11.            Резервная мощность блока от номинальной мощности                  %                              60

табл.4.
№№
пп
Показатель
Единица
измерения
Величина
300
400
1 200
1
Выработка электроэнергии блоком при его номинальной нагрузке, в час п. 2.
МВт*час.
300


2
Выработка электроэнергии блоком при нагрузке технического минимума, в час, п.3.
МВт*час.
120


3
Удельный  расход  газа энергоблоком при его номинальной нагрузке, п. 4*коэф-т 886/1000
м.куб./МВт*ч
199,35


4
Удельный  расход топлива энергоблоком при нагрузке технического минимума, (увеличение расхода при номинальной  нагрузке на 11 %).
м.куб./МВт*ч
221,28


5
Разница в удельном расходе топлива на производство электроэнергии (221,28 – 199,35).
м.куб./МВт*ч
21,93


6
Мощность технического минимума энергоблоков горячего резерва
МВт.
120
160
480
7
Дополнительный расход топлива в час при нагрузке технического минимума резервных блоков (21,93*120;    21,93*160;     21,93*480).
тыс. м.куб./час
2,63
3,51
10,53
8
То же в год составляет
млн. м.куб.
23,05
30,73
92,20
9
То же за срок эксплуатации АЭС
млрд. м.куб.
1,38
1,84
5,53
10
Разница в дополнительном количестве топлива относительно резерва в 300 МВт, в год
млн. м.куб.
0,00
7,68
69,15
11
То же, за срок эксплуатации АЭС
млрд. м.куб.
0,00
0,46
4,15
12
Стоимость дополнительного топлива для "горячего резерва" составляет в год 23,05*$350/1000 м. куб;      30,73*350/1000; 92,20*350/1000).
млн. долл.
8,07
10,76
32,27
13
То же за срок эксплуатации АЭС
млрд. долл.
0,48
0,65
1,94
14
Разница в стоимости дополнительного топлива относительно блока 300 МВт, в год.
млн. долл.
0,00
2,69
24,20
15
Разница в стоимости дополнительного топлива относительно блока 300 МВт за срок эксплуатации АЭС
млрд. долл.
0,00
0,16
1,45

Из расчёта следует, что при увеличении мощности блока с 300 до 1200 МВт, дополнительные мощности вращающегося резерва за время эксплуатации АЭС потребуют закупки газа на 1,45 млрд. долларов больше, чем без этого увеличения или на 24,2 млн. долларов ежегодно.

1.4.              Выплаты по кредитам за строительство резервных мощностей были рассчитаны банковскими работниками в соответствии с условиями российского кредита на строительство АЭС.


1.5.              Теперь можно определить затраты энергосистемы на строительство (реконструкцию), выплату процентов по кредитам, эксплуатацию и покупку дополнительного количества газа при увеличении мощности энергоблока.
     
табл. 5.

№№
пп
Показатель
Ед. измер.
Величина
1
Величина необходимого вращающегося резерва
МВт.
300
400
1 200
2.
Стоимость строительства вращающегося резерва, ($1,43 млн.Мвт, табл.1*п.1).
млрд. $
0,43
0,57
1,71
3.
Выплаты % по кредитам на строительство вращающегося резерва (российские условия).
млрд. $
0,19
0,25
0,75
4.
Затраты на  эксплуатацию вращающегося резерва в год, ($68,2тыс.Мвт, табл.3*п.1).
млрд. $
0,020
0,027
0,082
5.
То же, за время эксплуатации АЭС(п.4*60 лет).
млрд. $
1,23
1,64
4,91
6.
Стоимость доп. топлива мощностей резерва, работающих в режиме тех. минимума (п.13, табл.4)
млрд. $
0,48
0,65
1,94
7.
Итого затраты на вращающийся резерв за 60 лет (п.2+п.3+п.5+п.6)
млрд. $
2,33
3,10
9,31

 




8.
Величина необходимого холодного резерва мощности
МВт.
300
400
1 200
9.
Стоимость строительства мощностей холодного резерва, ($1,43 млн.Мвт, табл.1*п.8).
млрд. $
0,43
0,57
1,71
10.
Выплаты % по кредитам на строительство холодного резерва  (российские условия).
млрд. $
0,19
0,25
0,75
11.
Затраты на эксплуатации холодного резерва в год, ($ 68,2тыс.Мвт, п.10, табл.3*п.8).
млрд. $
0,020
0,027
0,082
12.
То же, за время эксплуатации АЭС (п.11*60лет)
млрд. $
1,23
1,64
4,91
13.
Итого затраты на мощности холодного резерва за 60 лет, (п.9+п.10+п.12)
млрд. $
1,84
2,46
7,38

 




14.
Всего затраты на мощности резерва за время эксплуатации АЭС, (п.7+п.13).
млрд. $
4,17
5,56
16,69
15.
То же, в расчёте на 1 год эксплуатации,(п.14/60)
млн. $
69,54
92,72
278,15
16.
Разница затрат по отношению к величине резерва в 300 МВт за 60 лет
 (п.14.    5,56 - 4,17= 1,39 и 16,69 – 4,17=12,52).
млрд. $
0,00
1,39
12,52
17.
То же, в расчёте на 1 год эксплуатации (п.16/69)
млн. $
0,00
23,18
208,62

Как видно из расчётов:

1)                   Для обеспечения величины вращающегося резерва в 1 200 МВт энергосистеме придётся построить 900 МВт дополнительных мощностей. Затраты на их строительство составят 1,71 – 0,43 = 1,28 млрд. долларов (табл. 5, п. 2).

2)                   Затраты по обеспечению эксплуатации дополнительных 900 МВт вращающегося резерва, исходя из соотношения топливной и эксплуатационной составляющих в себестоимости производства энергии в энергосистеме с электростанциями с органическим топливом, как 8020, составят за 60 лет 4,91 – 1,23 = 3,68 млрд. долларов (табл. 5, п.5).

3)                   Прирост мощностей, работающих вынужденно в режиме технического минимума, составит 600 МВт. На их работу в таком режиме республике придётся ежегодно дополнительно закупать топливо (газ) в объёме около 70 млн. м. куб. на сумму 24 миллиона долларов в год (при стоимости газа в 350 долларов за 1000 м. куб.). За время эксплуатации АЭС, эта сумма составит  1,45 млрд. долларов.

4)                   Таким образом, увеличение вращающегося резерва на 900 МВт обойдётся энергосистеме в дополнительные 9,31 – 2,33 = 6,98 млрд. долларов за время эксплуатации АЭС (табл. 5, п.7).

5). Аналогичная ситуация складывается и с обеспечением энергосистемы дополнительными мощностями «холодного» резерва. Они обойдутся энергосистеме в  5,54 млрд. долларов за время эксплуатации АЭС (п. 13, табл. 5).

6). Общие затраты энергосистемы на обеспечение дополнительными мощностями резерва составят 12,5 млрд. долларов или более 200 млн. долларов ежегодно в течении 60 лет.

Эти затраты не учтены при обосновании инвестирования в строительство АЭС.

2.                   Затраты на социальное обеспечение персонала обслуживающего резервные мощности.

Помимо затрат на увеличение мощностей резерва республика должна нести  дополнительные расходы, которые осуществляет общество (государство) по отношению к каждому человеку, начиная с момента его рождения и на протяжении всей жизни – воспитание в детском саду, обучение в школе и  институте, повышение квалификации на курсах, обеспечение жильём с использованием льготных кредитов, дотирование услуг ЖКХ и коммунального транспорта, обеспечение защиты армией, органами внутренних дел и правопорядка, лечение в общественных поликлиниках и больницах, получение пенсий и пособий и.т.д.

Всё это человек должен «отрабатывать» на предприятиях,  в организациях, институтах и т.п. путём производства соответствующей продукции. А если он ничего не производит, то это обуза для экономики и содержать такого «безработного», за счёт остальных членов общества, весьма накладно и неразумно. С ростом мощностей, неиспользуемых в производстве энергии, увеличится и численность персонала энергосистемы, не занятого этим производством. А затраты государства на социальное обеспечение этого персонала не уменьшатся. Ориентировочное увеличение численности такого «неработающего» персонала составит от 4 до 7 тысяч человек.

Величину этих расходов я не могу определить и, по этой причине, затраты экономики республики на содержание неработающих мощностей не установлены мной в полной мере.

3.     Затраты энергосистемы на обеспечение выполнения графика нагрузки.

В Белорусской энергосистеме, в силу имеющегося состава оборудования и неравномерности суточного графика нагрузок, весьма затруднено прохождение минимумов нагрузок.
После ввода в эксплуатацию АЭС по выбранному проекту, из-за появления слишком большой и практически нерегулируемой мощности, проблема с прохождением минимумов нагрузок обострится еще больше.

Как вариант, в республике придётся строить и эксплуатировать большое количество котлов, нагрев воды в которых будет производиться за счёт электричества, выработанного в межпиковый период суток.

Затраты на реализацию этого мероприятия составляют, по расчётам специалистов РУП «БелТЭИ», сотни миллионов долларов и они должны быть учтены при расчёте эффективности инвестиционных вложений в строительство АЭС.

4.                   Сокращение потребления газа.

Сокращение потребления газа в республике, связанное с вводом в эксплуатацию атомной станции будет зависеть от времени работы оборудования АЭС (коэффициента использования установленной мощности – КИУМ) и от расхода газа на производство 1 квт-ч электроэнергии в сравниваемой энергосистеме.

4.1.              Сначала определим, сколько времени будет работать оборудование АЭС, каков будет КИУМ.

По информации Санкт-Петербургского ОАО «Атомэнергопроект» для аналогов Белорусской АЭС - Балтийской  АЭС и Ленинградской АЭС-2,  КИУМ составляет 78%.

В тоже время московский «Атомэнергопроект» даёт значение КИУМ для Нововоронежской АЭС-2 не менее 90%.

Справочно: в России, при меньшей средней единичной мощности энергоблока, фактический коэффициент использования установленной мощности в 2010г. составил 81,3%, а в 2011г.  - 81,2%.
На Украине  фактический КИУМ в 2009 году составил –68,4%, а в 2010г.  - 73,6%.

Учитывая эти данные, а так же исходя из своего опыта работы на ремонте основного оборудования электростанций, принимая во внимание выбранную мощность энергоблока и неизбежность внеплановых остановов оборудования, я склоняюсь к средней величине КИУМ для Белоруской АЭС не выше 84% за ремонтный цикл.

4.2.              При обосновании инвестиций в строительство атомной станции в Республике Беларусь удельный расход условного топлива на замещаемом оборудовании был принят около 310 г.у.т.квт-час. Считаю такой подход к оценке эффективности АЭС не совсем корректным, по следующим соображениям.

В энергосистеме идёт строительство и реконструкция генерирующих мощностей работающих на парогазовых и когенерационных технологиях, строительство гидроэлектростанций. Снижение расхода топлива, связанное с этим, не является результатом ввода в эксплуатацию блоков АЭС. Так, по проекту государственной программы развития энергетики на  период 2011 – 2015 г.г., удельный расход условного топлива на выработку 1 квт-ч должен сократиться на 27,4 грамма. Работа по внедрению более экономичных энергоблоков на станциях будет продолжена и после ввода в эксплуатацию АЭС и сокращение расхода газа не будет зависеть от её ввода.

 По этой причине экономический эффект от строительства АЭС должен рассчитываться относительно энергосистемы с парогазовыми установками и удельным расходом условного топлива не выше 220-230 гквт-час.

4.3.              Теперь рассчитаем сокращение потребления газа энергосистемой в результате ввода в эксплуатацию атомной станции с энергоблоками мощностью 1200 МВт.

Расчёт произведём для среднего КИУМ АЭС равного 84% и при величине удельного расхода топлива на замещаемых мощностях равного 225г.у.т.квт-час.

Табл. 9.  Расчёт объёма замещаемого газа,    (в среднем за ремонтный цикл).
№№ пп
Показатель
Ед. изм.
Величина
1.
Установленная мощность оборудования АЭС
МВт
2400,00
2.
Коэффициент использования установленной мощности оборудования АЭС, (п. 20, табл.2).
 
0,84
3.
Используемая мощность оборудования АЭС, п1*п.2.
МВт
2016,00
4.
Число часов работы оборудования в году
час
8760,00
5.
Выработка электроэнергии на замещаемом оборудовании, п.3*п.4
млрд. квт-час
17,66
6.
Средний удельный расход условного топлива по энергосистеме во время эксплуатации АЭС.
гквт-час
225,00
7.
Экономия условного топлива на замещаемом оборудовании
млн. тонн
3,97
8.
Коэффициент перевода условного топлива в газовое
м.куб.тонн
886,00
9.
Экономия газа на замещаемом оборудовании, п.7*п.8).
млрд. м. куб.
3,52
10.
Увеличение расхода газа за счёт перевода в режим технич. минимума 1200 МВт горячего резерва.
млрд. м. куб.
0,07
11.
Уменьшение расхода газа энергосистемой после ввода АЭС, нетто. (п.9-п.10).
млрд. м. куб.
3,45

Как видим, за ремонтный цикл, в среднем за год, ядерным топливом будет замещаться менее 3,5 млрд. м.куб. газа (от 3,17 до 3,66 млрд.м.куб.).

При этом в договорах на поставку газа с ОАО «Газпром» должно быть оговорено постоянное, на протяжении 60 лет, резервирование для Белоруссии объёмов газа на случай внепланового останова одного энергоблока или всей АЭС. Дополнительная  ежемесячная потребность составит 173 или 420 млн. м. куб. Длительность таких поставок может исчисляться месяцами.

Табл. 10. Расчёт дополнительного потребления газа энергосистемой при аварийном останове одного или двух блоков АЭС                                                                                                              


Исходные данные




№№ пп
Показатель
Ед. изм.
Величина

1.
Мощность вращающегося резерва
МВт
1 200

1.1.
Удельный расход условного топлива мощностями вращающегося резерва
г.у.т.квт-ч
225

2.
Мощность холодного резерва
МВт
1 200

2.1.
Удельный расход условного топлива мощностями холодного резерва (первая очередь Новолукомля)
г.у.т.квт-ч
320

3.
Коэффициент перевода условного топлива в газ
т.у.т.м.куб.
886

4.
Число часов в сутках
час
24

5.
Среднее число суток в месяце (осенне-зимний период)
сутки
30,25


Расчёт

 

6.
Удельный расход газа на производство 1МВт-ч электроэнергии

 

7.
 - для оборудования с удельным расходом условного топлива 225 г.ут.т.квт-час, (п.1.1.*п.3).
м.куб.
199,35

8.
 - для оборудования с удельным расходом условного топлива 320 г.ут.т.квт-час, (п.2.1.*п.3).
м.куб.
283,52

9.
Расход газа на вращающийся резерв при останове одного энергоблока АЭС.

 

9.1.
 - в час, при удельном расходе в 225 г.у.т.квт-ч. (п.1.*п.7.).
млн. м.куб.-час.
0,24

9.2.
 - в сутки (п.4 * п.9.1).
млн. м.куб.-сутки.
5,74

9.3.
 - в месяц (п.9.2 * п.5).
млн. м.куб.-месяц.
173,67

10.
Расход газа холодным резервом при останове второго
 блока АЭС.

 

10.1
 - в час (п.2. * п.8).
млн. м.куб.-час.
0,34

10.2
 -  в сутки, (п.10.1. * п.4).
млн. м.куб.-сутки.
8,17

10.3
 - в месяц, (п.10.2 * п.5).
млн. м.куб.-месяц.
247,00

11.
Суммарный расход газа в месяц в случае останова двух блоков АЭС, (п.10.3. + п.9.3).
млн. м.куб.-месяц.
420,68

   
         

При участии АЭС в регулировании годового графика нагрузки в диапазоне до 10% от её номинальной мощности, среднее сокращение расхода газа в республике не превысит 3,4 млрд. м.куб. в год.

При экспорте электроэнергии республикой, потребление газа будет пропорционально увеличиваться. При использовании одного блока для целей экспорта, возможное снижение потребления газа уменьшится более чем вдвое и составит 1,7 млрд. м. куб., а при использовании двух блоков, произойдёт увеличение потребления газа республикой.

Выводы:

1.                   Затраты на строительство и обеспечение эксплуатации дополнительного необходимого резерва мощности энергосистемы имеют существенное значение для оценки эффективности строительства АЭС в случае превышения установленной мощности вновь вводимых энергоблоков над уже эксплуатируемыми в энергосистеме.

2.                   Затраты на мероприятия по обеспечению выполнения графика нагрузки имеют значение для оценки эффективности строительства АЭС и должны быть учтены при обосновании инвестирования.

3.                   Расчёт сокращения потребления газа в энергосистеме от ввода в эксплуатацию ядерной станции должен производиться с учётом внедрения парогазовых и когенерационных технологий, строительства гидроэлектростанций.

4.                   Отсутствие учёта вышеназванных затрат при обосновании инвестирования в строительство атомной станции и завышение сокращения потребления газа, приводит к искажению экономического эффекта от ввода АЭС и, соответственно, к ошибочному решению о целесообразности такого строительства. 
 
Вполне возможно, что с учётом вышеназванных дополнительных затрат на обеспечение работы энергосистемы после ввода в эксплуатацию АЭС, себестоимость производства электроэнергии не уменьшится, а увеличится, относительно работы энергосистемы с парогазовыми и когенерационными установками.

Литература:
1.                   М. Михадюк, Экономика является основным стимулом развития ядерной энергетики, Энергетика и ТЭК, 01.11.2009, стр.1.
2.                   А. Короткевич, О. Фоменко Баланс мощностей Белорусской энергосистемы и проблемы регулирования суточного графика нагрузок, Энергетика и ТЭК, 01.04.2008г., стр.2.
3.                    Проект государственной программы развития Белорусской энергосистемы на 2011 – 2015годы (восьмая редакция), стр. 5;
4.                   Сайт ГПО «Белэнерго», http://www.energo.by/inv/p53.htm, Инвестиционные проекты; 
5.                   Обоснование инвестирования в строительство атомной электростанции в Республике Беларусь, книга 11, часть 8, часть 8.1., редакция 06.07.2010г.;
6.                   А. Якушев, Б. Попов, Оптимизация ввода ядерной энергетики в топливно-энергетический комплекс Белоруссии, Энергетика и ТЭК, 01.09.2009г.;
7.                   Годовой отчёт концерна ОАО «Росэнергоатом» за 2010г., стр.60, http://www.rosenergoatom.ru/wps/wcm/connect... ;
8.                   ОАО «Концерн Росэнергоатом», Основные показатели работы за январь-декабрь 2011 года,  http://www.rosenergoatom.ru/wps/wcm/connect...;
9.                   Сайт Министерства охраны природы и окружающей среды Республики Беларусь. Выписка из заключения государственной экологической экспертизы Министерства охраны природы и окружающей среды Республики Беларусь от 13.07. 2010 №28 по обоснованию инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь, стр.3, www.minpriroda.by...000490_577389_vypiska_iz_zakl
10.                Сивак А.В., Доклад  «Интеграция АЭС в Белорусскую энергосистему» на научно-практической конференции «Перспективы развития атомной энергетики в Республике Беларусь», 11 марта 2010 г., стр. 9;
11.                 Итоги работы ГП НАЭК «Энергоатом» за 2009 - 2010 годы, http://www.energoatom.kiev.ua/ru 
12.                Результаты проведения предварительной оценки воздействия на окружающую среду (ОВОС) Балтийской АЭС, стр.12, http://www.blogi.rosatom.ru/baltaes/documentation/
13.                Технические характеристики Ленинградской АЭС-2, Санкт-Петербургский Атомэнергопроект, http://www.spbaep.ru/wps/wcm/connect/spb
14.                 Грабельников И.А., Предварительная оценка воздействия на окружающую среду при строительстве и эксплуатации Балтийской АЭС, стр.6, СПбАЭП, 2009г.
15.                Молочко Ф.И., Молочко А.Ф., Способы регулирования нагрузки Белорусской энергосистемы после ввода АЭС,  Энергетика и ТЭК, №6, 2011г., стр. 18-26, Минск.
16.                Сайт РУП «ОДУ»,  Основные показатели ОЭС Белоруссии за 2010г, http://www.odu.by/index.php?lang=rus&link=basics2007;
17.                Сайт ГПО «Белэнерго» http://www.energo.by/proiz/p34.htm; Производство, топливо.
18.                Сайт ГПО "Белэнерго", Производство, Электроэнергия; http://www.energo.by/proiz/p32.htm

 

 
Связанные ссылки
· Больше про Геополитика
· Новость от Proatom


Самая читаемая статья: Геополитика:
Правда об АЭС «Белене»

Рейтинг статьи
Средняя оценка работы автора: 4.42
Ответов: 7


Проголосуйте, пожалуйста, за работу автора:

Отлично
Очень хорошо
Хорошо
Нормально
Плохо

опции

 Напечатать текущую страницу Напечатать текущую страницу

"Авторизация" | Создать Акаунт | 15 Комментарии | Поиск в дискуссии
Спасибо за проявленный интерес

Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2012
"К моменту ввода в эксплуатацию первого блока АЭС необходимые резервные мощности энергосистемы должны будут составить в сумме 2 400 МВт"
Этот вывод из каких соображений?


[ Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2012
Чтобы обеспечить работу АЭС в базе, необходимо наличие регулируемых энергоисточников в том же объеме: тепловых станций (1200х2=2400).


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2012
Франция - 63ГВт АЭС. По Вашей логике надо столько же резерва. Итого 126Гвт. Но во Франции вся установленная мощность 113ГВт. Нестыковочка, однако... 


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Во Франции все блоки работают в режиме  маневрирования мощностью.Вы сначала свой блок научите этому, а потом о нестыковочках пишите.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2012
Что за бред? При вводе блока АЭС в резерв выводятся блоки ТЭС соответствующей  мощности, при этом холодный резерв газ не потребляет, а горячий -  меньше пропорционально снижению мощности.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 24/04/2012
Что за бред? При вводе блока АЭС в резерв выводятся блоки ТЭС соответствующей  мощности, при этом холодный резерв газ не потребляет, а горячий -  меньше пропорционально снижению мощности.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Автор. В изолированно работающей энергосистеме резерв генерирующих мощностей состоит из двух частей - вращающегося или "горячего" резерва, с временем ввода до15 минут, и "холодного" резерва - это исправные, но стоящие, невключённые блоки.
Величина как вращающегося, так и "холодного" резерва должна быть не менее величины нагрузки самого крупного блока энергосистемы (для изолировано работающей энергосистемы). В случае аварии на этом блоке его нагрузку "подхватывает" горячий резерв, т.е. работающие, но недогруженные блоки. В это же время разогреваются и переводятся в категорию "горячего" резерва энергоблоки "холодного" резерва.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Кроме "бреда" в предыдущих коментариях по поводу необходимости строительства "горячего" и "холодного" резервов в Беларуси, хочу напомнить уважаемому автору о ЕЭС. Беларусь связана с ЕЭС России ВЛ 330-750КВ с пропускной способностью более 2500МВт. Такие связи (в этом и выгода от ЕЭС) позволяют минимизировать резервы мощности регионов. Статья смхивает на "заказную".


[ Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Что резерв нужен на своей территории это так на взгляд самих же белорусов...ведь они хотят АЭС, чтобы стать в большей мере независимыми от цены на газ, которую устанавливают  семья и кучка приставленных к кормушке...поэтому ЕЭС РФ это безусловно не вариант-она чужая...про отсутствие у АЭС российского дизайна возможности работать в соответствии с современными требованиями энергосети это факт, все пертурбации грозят "отвалом"...на настоящий момент лишь несколько ВВЭР-1000 прошли испытания условно-зачетно на соответствие требованиям к генерирующим мощностям ЕЭС. А вы господа понимаете что это не 350МВт а 1200МВт...и когда наш тысячник вываливается, это по настоящему неприятность...про такие проблемы как активность первого контура при изменениях мощности..тчк.




[ Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Автор. Спасибо. Вы поняли проблему Белоруссии. Представьте что произойдёт с экономикой, если "вывалится" два блока (а у нас было, что "вываливалось" и по восемь блоков на Лукомле), а в сопредельных странах нет достаточного резерва. Ведь это не 100 и не 300 МВт.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Всё что изложено в статье имело бы право на жизнь только в случае, если бы энергосистема Беларусии работала изолировано
Но поскольку она связана мощными связями с ЕЭС России, то иметь большой резерв по мощности ей не требуется
Статья - однозначно заказ, направленный против России


[ Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 25/04/2012
Автор. Иметь независимое от России энергоснабжение не значит быть против России. Просто в какой-то момент у России, так же как и у других сопредельных стран, может не оказаться необходимого количества свободных, исправных генерирующих мощностей.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 26/04/2012
Правильная и грамотная статья. Есть правила, по которым должны определяться резервные мощности для энергосистемы (т.н. горячий и холодный резерв).Эта мощность зависит от максимальной мощности работающего блока в системе. Другое дело, что не все страны и отдельные системы соблюдают эти правила, и не всегда это учитывают при расчетах и обоснованиях. Однако, при работе Белоруссии в ЕЭС и поставках за рубеж, эти правила придется выполнять.


[
Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 28/04/2012
Аффтар жжёт непадецки! Анаргетик он анальный! Такой глюпой папиры не читал давно я! А я в  ОДУ энергосистем Северо-Запада СССР разработчиком и дежурным инженером АСДУ работал, и немного волоку в теме. И, забыл он - сцуко, к своей херне приписать, что это Бацка Лука за великие откаты со стороны Росатома,у громады бедных сябров последние бабки тянет на пустое дело! Патамушта водку жрать и при лучине можно!А большинство белорусов в его понятии -быдло, которому ничё не надо ,кроме водяры и бульбы! С ах,,енным унижением автора, бульбаш Боцман.


[ Ответить на это ]


Re: О дополнительных затратах при строительстве АЭС в Белоруссии (Всего: 0)
от Гость на 29/04/2012
"...А большинство белорусов в его понятии -быдло..."
- так территория т.н. "белоруссии" сотни лет принадлежала польско-литовской рабовладельческой шляхте, на языке которой холопы - отбросы, былое, быдло - тоесть)))


[
Ответить на это ]






Информационное агентство «ПРоАтом», Санкт-Петербург. Тел.:+7(921)9589004
E-mail: info@proatom.ru, Разрешение на перепечатку.
За содержание публикуемых в журнале информационных и рекламных материалов ответственность несут авторы. Редакция предоставляет возможность высказаться по существу, однако имеет свое представление о проблемах, которое не всегда совпадает с мнением авторов Открытие страницы: 0.14 секунды
Рейтинг@Mail.ru