proatom.ru - сайт агентства ПРоАтом
Атомный год 2017
  Агентство  ПРоАтом. 22 года 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





Обсудим?!
На ГХК открытые бассейны с РАО засыпают грунтом. Ваше отношение?
Поддерживаю такой способ изоляции
Допускаю при научном обосновании
Нужно РАО извлекать, в емкости и в хранилище

Результаты
Другие опросы
Подписка
Подписку остановить невозможно! Подробнее...
Задать вопрос
Наши партнеры
PRo-движение
АНОНС
Вышла в свет книга воспоминаний Михаила Владимировича Шавлова. Авторитет инженера, технического специалиста был в то время в стране на самом достойном уровне, поэтому и страна развивалась высочайшими темпами.
PRo Погоду

Сотрудничество
Редакция приглашает региональных представителей журнала «Атомная стратегия» и сайта proatom.ru. Информация: (812) 438-32-77, E-mail: pr@proatom.ru Савичев Владимир.
PRo Рекламу

[14/03/2018]     Атомная теплофикация в России: имеющийся опыт, потенциал, проблемы развития

Виталий Болдырев, Международный союз ветеранов атомной энергетики и промышленности


Понятие «атомные региональные когенерационные энергоисточники» отсутствует  в Федеральном законе от 27 июля 2010 г. № 190-ФЗ «О теплоснабжении» (статье 2. Основные понятии, используемые в настоящем Федеральном законе). И в соответствии с  Методикой проведения антикоррупционной экспертизы (утв. постановлением Правительства РФ от 26 февраля 2010 г. N 96) могут рассматриваться как коррупциогенные факторы, с содержащие юридико-лингвистическую неопределенность (употребление неустоявшихся, двусмысленных терминов и категорий оценочного характера).


В указанном Законе атомная теплофикация это «комбинированная выработка электрической и тепловой энергии -  режим работы атомного энергоисточника, при котором производство электрической энергии непосредственно связано с одновременным производством тепловой энергии».

Указанный выше режим работы  может иметь место:

·         при «нерегулируемом» отборе пара от турбин на АКЭС для подогрева сетевой воды. При этом основной поток пара «срабатывается» в турбине для производства электроэнергии и уходит в конденсатор турбины. Турбины указанного типа принято называть «конденсационными»;

·         при отборе с помощью поворотных диафрагм турбины основного потока пара для подогрева сетевой воды и «вентиляционного» пропуска незначительного потока пара в конденсатор турбины. Турбины указанного типа называют «теплофикационными».

·         при отборе всего потока пара для подогрева сетевой воды. Турбины указанного типа не имеют (за ненадобностью) конденсатора и их принято называть «противодавленческими».

Итак, теплофикационный поток пара, ушедший для подогрева сетевой воды и не дошедший тем самым до конденсатора турбины, «недоработал» в турбине электроэнергию, но при этом произвёл отопительное тепло. Недовыработка электроэнергии, отнесённая к отпущенному потребителям теплу, является важнейшим показателем целесообразности теплофикационного отпуска тепла от АЭС. Так, например, при отпуске тепла от Ленинградской АЭС для отпуска каждой единицы тепла нужно потерять 17-18% отпуска единицы электроэнергии. Понятно, что если тариф на отпускаемое потребителям тепло покрывает, в том числе, и потери из-за   этой недовыработки электроэнергии, то  такая атомная теплофикация имеет смысл.

Если нет, то «конденсационной» турбине на АЭС лучше работать в конденсационном режиме (как это делает, например, Ростовская АЭС, хотя весь близь лежащий город Волгодонск отапливается сернистым мазутом).

Если на АЭС установлена «теплофикационная» турбина, то эта АЭС теперь может называться АТЭЦ. Однако при этом, как правило, должна быть понижена и тепловая мощность реактора, т.к.  сверхмощные потребители отопительного тепла от мощных реакторов АКЭС практически отсутствуют. В  результате в качестве реакторной установки для Архангельской АТЭЦ  НИНИКИЭТ выбрал водяную кипящую реакторную установку  ВК-300 (типа фукусимской)..  

Однако, связи с меньшей в 3-4 раза электрической мощностью в конденсационном режиме энергоблока АТЭЦ по сравнению с АЭС  с «конденсационной» турбиной,  такой энергоблок очевидно будет производить  и более дорогую электроэнергию. Теперь тариф на отпускаемое потребителям тепло должен покрывать не только недовыработку электроэнергии при работе в теплофикационном режиме, но и  удорожание производства электроэнергии в конденсационном режиме на АТЭЦ по сравнению с АЭС с «конденсационной» турбиной.

По крайней мере, например, в Обосновании инвестиций в строительство Архангельской АТЭЦ, выполненных ОАО «НИКИЭТ», удельные капитальные вложения в установленный кВт(эл) в конденсационном режиме составили 71582 руб. на кВт(эл) при удельных капитальных вложениях в установленный кВт(эл) альтернативной Нижегородской АЭС 63363 руб. на кВт(эл).  

В результате суммарные капитальные затраты связи с теплофикацией в Архангельской АТЭЦ  формируются из затрат на:

 -удорожание  капитальные вложения в установленную мощность в конденсационном режиме  - 8 219 091, 0 тыс. руб.,

- установки подогрева сетевой воды – 821 701,4 тыс. руб.,

- теплораспределительный пункт -119 592,6 тыс. руб.,

- сооружение протяжённой внешней теплотрассы -3 000 000 тыс. руб.

ИТОГО: 12 160 382,0 *тыс. руб

Годовые издержки на  производство тепла складываются из:

- амортизации суммарных капитальных затрат, связанных с  теплофикацией, оговоренных выше,

-  материальных расходов, расходов на оплату труда,

- отчислений на формирование резервов,

- прочих расходов,

- налогов и сборов.

При линейном методе начисления, амортизацию для рассматриваемого инвестиционного проекта, исходя из срока службы  энергоблоков 60 лет, можно определить как:  12 160 382,0 /60   =   202 673,1 тыс. руб. в год.

Согласно Обоснованию инвестиций в строительство Архангельской АТЭЦ, выполненных ОАО «НИКИЭТ», амортизация в общих эксплуатационных издержках составляет - 31,52%. Тем самым годовые издержки на  производство тепла  можно приближённо определить как: 202673,1/0,3152= 642 999,4 тыс. руб. в год

При годовом производстве тепловой энергии 7534 тыс. Гкал удельные издержки на тепло составляли 85,35 руб/Гкал.

Затраты на компенсацию недовыработки электроэнергии при производстве тепла на указанной выше АТЭЦ в условиях 2011 года в Ленинградской области составили – 137,48 руб/Гкал.

Тем самым в условиях 2011 года в Ленинградской области только суммарные удельные издержки на  производство тепла и компенсацию недовыработки электроэнергии при производстве тепла составили 222,83 руб/Гкал при тарифе на отпускаемое тепло от ЛАЭС в Ленинградской области 202,22 руб/Гкал.  

    *В качестве инструмента для оценки эффективности  инвестиций (12 160 382,0 тыс. руб.) для проекта нами была выбрана система фирмы Project Expert. На сегодняшний день это наиболее популярное в России средство анализа бизнес-планирования, отвечающее международным стандартам и учитывающее специфику российской экономики.

В первом случае был смоделирован проект атомной теплофикации при тарифе на тепло 202,22 руб./Гкал, установленном комитетом по тарифам и ценообразованию Ленинградской области совместно с концерном «Росэнергоатом» на 2011 год. Значения показателей эффективности, полученные для этого случая, приведены в таблице 1.

                                                                                                            Таблица1

Показатель

Значение

Ставка дисконтирования, %

~PE_Get( 1,0,0){5,50}

Период окупаемости - PB, мес.

~PE_Get( 1,1,0){> 720}

Дисконтированный период окупаемости - DPB, мес.

~PE_Get( 1,2,0){> 720}

Средняя норма рентабельности - ARR, %

~PE_Get( 1,3,0){0,00}

Чистый приведенный доход - NPV

~PE_Get( 1,4,0){-15 491 392 143}

Индекс прибыльности - PI

~PE_Get( 1,5,0){0,00}

Внутренняя норма рентабельности - IRR, %

~PE_Get( 1,6,0){0,00}

Модифицированная внутренняя норма рентабельности - MIRR, %

~PE_Get( 1,7,0){0,00}

          

Из результатов видно, что при таком тарифе на тепловую энергию показатели характеризуют данный инвестиционный проект как неэффективный. Простой и дисконтированный периоды окупаемости превышают срок выполнения проекта. Чистый приведенный доход отрицателен, другие показатели равны нулю. Можно однозначно утверждать, что такой проект был убыточен. Таким образом, при реально существующем тарифе на тепловую энергию, установленном приказом комитета по тарифам и ценовой политике Ленинградской области совместно с концерном «Росэнергоатом», продажа тепловой энергии осуществлялась в убыток концерну «Росэнергоатом»

Второй рассматриваемый случай предполагает использование предельного минимального значения тарифа на тепло (607,37 руб./Гкал), установленного Федеральной службой тарифов для Ленинградской области на 2011год.

Результаты расчета показателей эффективности для данного случая приведены в таблице 2. При данном тарифе картина совершенно другая. Дисконтированный период окупаемости становится равным 65 месяцам (5 лет и 5 месяцев), В соответствии со значением средней нормы рентабельности, от реализации проекта можно получить средний годовой доход в 23,33%. Чистый приведенный доход положителен. Индекс прибыльности больше единицы. Таким образом, при использовании предельного минимального  уровня тарифа, устанавливаемого Федеральной службой тарифов для станций, осуществляющих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии в Ленинградской области эффективность инвестиций в проект атомной теплофикации была бы положительной. Доходы от проекта позволили бы в относительно короткие сроки окупить капитальные вложения.

 

Таблица 2

Показатель

Значение

Ставка дисконтирования, %

~PE_Get( 1,0,0){5,50}

Период окупаемости - PB, мес.

~PE_Get( 1,1,0){55}

Дисконтированный период окупаемости - DPB, мес.

~PE_Get( 1,2,0){65}

Средняя норма рентабельности - ARR, %

~PE_Get( 1,3,0){23,33}

Чистый приведенный доход - NPV

~PE_Get( 1,4,0){33 348 577 499}

Индекс прибыльности - PI

~PE_Get( 1,5,0){3,80}

Внутренняя норма рентабельности - IRR, %

~PE_Get( 1,6,0){23,45}

Модифицированная внутренняя норма рентабельности - MIRR, %

~PE_Get( 1,7,0){7,86}

Если рассмотреть случай с тарифом 637,77 руб./Гкал. равным предельному максимальному уровню,   установленному Федеральной службой тарифов для Ленинградской области на 2011год для станций, осуществляющих комбинированную выработку электрической и тепловой энергии - то, естественно, показатели ещё  улучшатся. Дисконтируемый период окупаемости сократится на полгода. Остальные показатели увеличатся на определенный процент  (таблица 3).                                                                                

                           Таблица 3

Показатель

Значение

Ставка дисконтирования, %

~PE_Get( 1,0,0){5,50}

Период окупаемости - PB, мес.

~PE_Get( 1,1,0){51}

Дисконтированный период окупаемости - DPB, мес.

~PE_Get( 1,2,0){59}

Средняя норма рентабельности - ARR, %

~PE_Get( 1,3,0){25,18}

Чистый приведенный доход - NPV

~PE_Get( 1,4,0){36 726 940 076}

Индекс прибыльности - PI

~PE_Get( 1,5,0){4,09}

Внутренняя норма рентабельности - IRR, %

~PE_Get( 1,6,0){25,44}

Модифицированная внутренняя норма рентабельности - MIRR, %

~PE_Get( 1,7,0){8,00}

Для того чтобы выяснить, при каком минимальном тарифе проект еще будет реализуем, проведем анализ чувствительности к цене сбыта. Граница реализуемости проекта достигается при снижении цены сбыта до ~50%. Цена сбыта в данной точке составит около 339 руб./Гкал. !

Этот значит, что при продаже тепловой энергии по тарифу, который устанавливал комитет по тарифам и ценовой политике Ленинградской области  совместно с концерном «Росэнергоатом», региональная  атомная теплофикация будет убыточной. «Если технологический процесс оказывается невыгодным с точки зрения цен, то в оптимизационном решении его коэффициент использование стремится к нулю!» (см. таблицу 4), 

  Таблица 4

Филиалы
концерна «Росэнергоатом»

Объем реализации тепловой энергии
в 2010 г.,
тыс. Гкал

Тарифы в 2010 г.
на отпускаемую тепловую энергию
от АЭС,*
руб./Гкал

Предельные минимальные и максимальные тарифы
на тепловую энергию в 2010 г.,
производимую
в режиме комбинированной выработки,**
руб./Гкал

Средний тариф в 2010 г.
на тепловую энергию
по субъекту РФ,
руб./Гкал

Коэффициент использования для
внеплощадочных потребителей
установленной мощности
отборов
на теплофикацию
в 2010 году,
в %

Балаковская АЭС (Саратовская обл.)

54,08

160,18

458,32 - 479,86

823,37

12

Белоярская АЭС (Свердловская обл.) 

241,48

171,77

417,09 - 434,54

627,24

12

Билибинская АЭС
(Чукотский АО)

167,02

1110,1

1789,17- 1815,19

2107,36

23,8

Калининская АЭС
(Тверская обл.)  

599,61

104,79

450,87 - 457,35

1105,84

11,6

Ленинградская АЭС
(Ленинградская обл.)

755,3

193,61

561,33 - 581,03

1050,82

14,3

Нововоронежская АЭС
(Воронежская обл.) 

280,98

407,07

591,56 - 598,02

1030

10,7

Курская АЭС
(Курская обл.) 7,5

395,38

143,49

430,24 - 441,56

871,45

7,5

Смоленская АЭС (Смоленская обл.) 

287,63

128,39

452,5 - 456,9

1522,73

7,3

Ростовская АЭС
(Ростовская обл.) 

    0

        -

495,81 - 521,85

     -

     0

Кольская АЭС
(Мурманская обл.)

126,15

275,43

999,17¸1254,28

2004,24

7,2

 

* Тарифы утверждены устанавливающими документами РЭК для АЭС

** Предельные минимальные и максимальные уровни тарифов утверждены приказом ФСТ России № 217-э/3 от 22.09.2009 г.

 

Но не всё так плохо! В настоящее время в ОАО «ОКБЭМ Африкантов» реально готова, и для применения на АТЭЦ, реакторная установка ВБЭР-300. Ее конструктивные решения основаны на апробированных и хорошо зарекомендовавших себя реакторах, которые были созданы для судов военно-морского флота, и проработавших уже свыше 6000 реакторолет без аварий. При высокой степени заводского изготовления ВБЭР-300 не требует сверхмощной машиностроительной базы, которая необходима для сооружения традиционных атомных конденсационных электростанций с водо-водяными реакторами, и может быть реализована на других производственных мощностях. В конденсационном режиме такой энергоблок в двухпетлевом варианте будет иметь электрическую мощность ~310 МВт. В теплофикационном режиме с отбором части пара для нужд теплоснабжения отпуск тепла, в зависимости от нужд потребителей, может меняться от 350 до 535 МВт(т). Соответственно электрическая мощность будет снижаться на 50-95 МВт(эл). Недовыработка электроэнергии составит соответственно  14,3– 17,8 %.

«В качестве целевого экономического ориентира взято снижение стоимости сооружения двухблочной АЭС относительно стоимости блока ВВЭР-ТОИ не ме­нее, чем на 25%. По результатам расчетов АО «НИАЭП», снижение расчетной стоимости сооружения двухблочной АЭС c реакторными установками ВБЭР-600 по сравнению с блоком ВВЭР-ТОИ составило 30%» - утверждают разработчики.

Важным результатом работ по проекту реакторной установки ВБЭР-600 явилась разработка и обоснова­ние унифицированной петли теплообмена мощностью 415 МВт (~155 МВтэ). обеспечивающей возможность реализации мощностного ряда установок типа ВБЭР.» -  Арефьев А.Е., Кураченков А.В., Петрунин В.В., Фадеев Ю.П., Удалищев С.В. АО «ОКБМ Африкантов», Нижний Новгород, 2016г., «РЕАКТОРНАЯ УСТАНОВКА ВБЭР-600 ДЛЯ ЭНЕРГОБЛОКОВ СРЕДНЕЙ МОЩНОСТИ. ОСНОВ­НЫЕ СХЕМНО-КОНСТРУКТИВНЫЕ РЕШЕНИЯ И ХАРАКТЕРИСТИКИ» Реальные планы сооружения  таких АТЭЦ в России нам пока неизвестны, но совершенно ясно, что такие атомные энергоблоки для бывшей Единой Энергосистемы Страны, превращенной «реформаторами»  в «мелко шинкованную капусту» могут стать весьма востребованы, не говоря уже о более широкого экспорте в  страны третьего мира.***

 



***Более подробное изложение материалов по атомной теплофикации в России см. в статье в PRoAtome 03/05/2011,  Виталий Болдырев «Почему не  реализуется экологически чистая и топливосберегающяя атомная теплофикация», в статье в PRoAtome 09/01/2017,  Виталий Болдырев «Наш вклад в китайский «Международный центр развития знаний». 

 

 
Связанные ссылки
· Больше про Атомная энергетика
· Новость от Proatom


Самая читаемая статья: Атомная энергетика:
Атомная энергетика России. Время упущенных возможностей

Рейтинг статьи
Средняя оценка: 1.8
Ответов: 5


Пожалуйста, проголосуйте за эту статью:

Отлично
Очень хорошо
Хорошо
Нормально
Плохо

опции

 Напечатать текущую страницу Напечатать текущую страницу

"Авторизация" | Создать Акаунт | 2 Комментарии | Поиск в дискуссии
Спасибо за проявленный интерес

Re: Атомная теплофикация в России: имеющийся опыт, потенциал, проблемы развития (Всего: 0)
от Гость на 15/03/2018
Если идёт речь о "размене" одного "электрического" кВтч на пять "теплофикационных" кВтч, если при этом при доставке "атомного тепла" в ближайший город-миллионник 50% просто теряется на длине трубы 30-50 км, то "атомное тепло" становится неконкурентным даже "атомному электричеству".

Сейчас есть масса негазифицированных полсёлков, где весной/осенью народ в качестве отопительного прибора использует кондиционер в режиме теплового насоса. Промышленные тепловые насосы на сегодня дают конверсию "электричество в тепло" в соотношении 1к3. Т.е. атомный водогрей с соотношением 1к2,5 (с потерями в теплотрассах 50%) не конкурентен атомному электричеству даже на уровне эксплуатационных затрат. А с учётом необходимости прокопать и обслуживать те самые 30-50 километров трубы "туда" и ещё столько же "обратно" - и подавно.

Конкурентосопособные решения для атомной теплофикации есть. Но ни к ВК, ни ВВЭРам, ни к ВБЭРам они не относятся.


[ Ответить на это ]


Re: Атомная теплофикация в России: имеющийся опыт, потенциал, проблемы развития (Всего: 0)
от Гость на 15/03/2018
"Конкурентосопособные решения для атомной теплофикации есть." Ну поделитесь с нами, простыми жителями г. Волгодонска (12 км от границы города до забора АЭС) своими ноу-хау. Или это только для "избранного наорода"?  


[
Ответить на это ]






Информационное агентство «ПРоАтом», Санкт-Петербург. Тел.:+7(812)438-3277
E-mail: info@proatom.ru, webmaster@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: 0.08 секунды
Рейтинг@Mail.ru