О выборе мощности блоков для Белорусской АЭС
Дата: 12/09/2012
Тема: Энергетическая безопасность


 В.В.Травкин, инженер, v.travkin@mail.ru
 
Для строительства АЭС в Белоруссии выбран проект станции третьего поколения с энергоблоками мощностью 1 200 МВт.  Выбранная мощность блока приводит к необходимости увеличения резервных мощностей энергосистемы, снижению надёжности снабжения потребителей и практически не применима для Беларуси из-за маломощности её экономики и режима потребления электроэнергии.


Затраты энергосистемы на дополнительные мощности необходимого резерва

Дополнительные затраты при строительстве АЭС по выбранному проекту, в основном, энергосистема должна понести на создание и содержание дополнительных необходимых мощностей резерва.

Многие полагают, что с вводом АЭС в республике пропорционально уменьшится число энергоблоков, топливом для которых служит газ или мазут. Но это не так.  Вместо сокращения произойдёт их значительный рост. Этот процесс уже идёт и будет продолжен до ввода в эксплуатацию первого блока АЭС.  Давайте разберёмся, в чём тут дело.

Для обеспечения надёжного энергоснабжения потребителей энергосистема вынуждено содержит резервные мощности.

Основные резервные мощности подразделяются на два вида:
-«горячий» или «вращающийся» резерв;
- и «холодный» резерв.

«Горячий» или вращающийся резерв - это вращающиеся, не полностью нагруженные турбоагрегаты электростанций. Величина вращающегося резерва должна быть равна нагрузке самого крупного работающего энергоблока. В этом случае у потребителя не будет перерыва в энергоснабжении при аварии на электростанции.

«Холодный» резерв - это стоящие, не вращающиеся энергоблоки, с обусловленным временем включения в сеть. Величина его так же равна нагрузке самого крупного работающего энергоблока энергосистемы.

На 01.01.2012г. необходимый резерв в Белорусской энергосистеме не должен был превышать в сумме 600 МВт, а мощности для его организации составляли 800 МВт.

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

В таком случае, для организации резерва энергосистемы с использованием паровых энергоблоков, имеющих порог технического минимума на уровне 40% от своей номинальной мощности, потребуется мощность в 3 200 МВт, из которых 2 400 МВт не будут работать, а 800 МВт будут работать в наименее экономичном режиме с наибольшим расходом газа.

Т.е. при одной и той же нагрузке потребителей, для обеспечения их надёжного энергоснабжения мощность тепловых электростанций, в случае строительства АЭС, должна быть на 2 400 МВт больше, чем без неё (это расчёт совпадает с данными ГПО «Белэнерго»).

Посмотрим ориентировочные затраты на строительство, содержание и обеспечение топливом мощностей резерва при его различной величине (табл.1).

№№
пп
Показатель
Ед. измер.
Величина
1
Величина необходимого вращающегося резерва
МВт.
300
400
600
1 200
2.
Стоимость строительства вращающегося резерва, ($1,43 млн.Мвт).
млрд. $
0,71
0,95
1,43
2,85
3.
Выплаты % по кредитам (российские условия).
млрд. $
0,19
0,25
0,38
0,75
4.
Затраты на  эксплуатацию вращающегося резерва в год, $68,2тыс.Мвт.
млрд. $
0,020
0,027
0,041
0,082
5.
То же, за время эксплуатации АЭС
млрд. $
1,23
1,64
2,46
4,91
6.
Стоимость дополнительного топлива на вращающийся резерв
млрд. $
0,48
0,65
0,97
1,94
7.
Итого затраты на вращающийся резерв за 60 лет
млрд. $
2,61
3,49
5,23
10,45
  
     
8.
Величина необходимого холодного резерва мощности
МВт.
300
400
600
1 200
9.
Стоимость строительства мощностей холодного резерва, ($1,43 млн.Мвт).
млрд. $
0,43
0,57
0,86
1,71
10.
Выплаты % по кредитам (российские условия).
млрд. $
0,19
0,25
0,38
0,75
11.
Затраты на эксплуатации холодного резерва в год, $ 68,2тыс.Мвт.
млрд. $
0,020
0,027
0,041
0,082
12.
То же, за время эксплуатации АЭС
млрд. $
1,23
1,64
2,46
4,91
13.
Итого затраты на мощности холодного резерва за 60 лет
млрд. $
1,84
2,46
3,69
7,38
  
     
14.
Всего затраты на мощности резерва за время эксплуатации АЭС
млрд. $
4,46
5,94
8,92
17,83
15.
То же, в расчёте на 1 год эксплуатации
млн. $
74,30
99,07
148,59
297,18
16.
Разница затрат по отношению к величине резерва энергосистемы с блоками 300 МВт
млрд. $
0,00
1,49
4,46
13,37
17.
То же, в расчёте на 1 год эксплуатации
млн. $
0,00
24,77
74,3
222,89
*Обосновывающие представленные цифры расчёты не приведены в этой записке с целью уменьшения её объёма и могут быть представлены отдельно;
**расчёты выполнены:
- при удельном расходе условного топлива тепловых электростанций в 225г.у.т.квт-час.
- без учёта инфляции, т.е. роста стоимости строительства энергетических объектов и их содержания.

Для обеспечения величины вращающегося резерва в 1 200 МВт энергосистеме придётся построить 1 500 МВт дополнительных мощностей.

Как видно из расчётов:

1). Затраты на их строительство составят 2,85–0,71=2,14 млрд. долларов (табл.1, п. 2).

2). Затраты по обеспечению эксплуатации дополнительных неработающих 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. 1, 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 10,45 – 2,61 = 7,84 млрд. долларов за время эксплуатации АЭС (табл. 1, 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 (табл. 2).

6). Общие затраты энергосистемы на обеспечение дополнительными мощностями резерва составят 13,37 млрд. долларов или около 220 млн. долларов ежегодно в течении 60 лет (без учёта инфляции доллара и удорожания строительства и обслуживания энергетических мощностей).

Эти затраты не учтены при обосновании инвестирования в строительство АЭС.

Платить такую сумму за дополнительные неработающие мощности весьма накладно для экономики страны.  Этих трат можно было бы избежать, если строить станции с энергоблоками соответствующими размеру экономики и энергопотреблению республики. Развитие Белорусской энергосистемы в советское время, анализ графика потребления электроэнергии и расчёты, проведённые в Объединённом институте ядерных и энергетических исследований показывают целесообразность применения для нашей республики энергоблоков меньшей мощности (в пределах 300 МВт).

Справочно:
1.  в 2007г. россияне предлагали белорусам построить АЭС с ядерными реакторами типа ВБЭР-300 мощностью 300 МВт, т.к. по мнению специалистов КБ имени Африкантова, единичная мощность реактора в 1 000 – 1 200 МВт, излишне велика для Белорусской энергосистемы.
2 Казахстан, при производстве и потреблении электроэнергии в 2,5 раза большем, чем в Белоруссии, отказался строить АЭС с энергоблоками мощностью 1 200 МВт и рассматривает строительство АЭС с энергоблоками мощностью 300 (или 600) МВт.
3Такое же мнение, о рациональности применения в национальной энергосистеме Армении энергоблоков среднего уровня мощности, высказал в октябре 2011г.  министр энергетики Франции.
4Прибалтийские республики, планируя строительство энергоблока 1300 МВт, «разделили» его мощность на четыре части:
- Литва      38% или 494 МВт;
- Латвия    20% или 260 МВт;
- Эстония  22% или 286 МВт;
- Hitachi     20% или 260 МВт.
При таком разделении необходимые  резервные мощности (и, соответственно, затраты на их строительство и содержание) у каждой стороны будут намного ниже, чем потребуется  в Белоруссии.

Можно сказать, что в республике будет построена атомная станция эффективной мощностью около  1 800 МВт (с учётом времени плановых и внеплановых ремонтов и 10%-м снижении мощности при участии в регулировании графика нагрузки энергосистемы), а рядом, на случай аварии на АЭС, должна быть построена газовая электростанция мощностью 2400 МВт, из которых 1 800 МВт будут простаивать в резерве, а 600 МВт – работать в режиме наибольшего расхода газа.

NB! В республике уже много лет имеется сверхзапас энергетических мощностей, (около 1500 – 1700 МВт), т.е. превышение имеющейся мощности электростанций над максимальной нагрузкой и необходимым для обеспечения надёжного энергоснабжения потребителей запасом мощности, а установленная мощность электростанций значительно превосходит необходимую для экономики.

Справочно: импорт электроэнергии осуществляется республикой исходя из экономической целесообразности, а не из-за недостатка генерирующих мощностей. КИУМ Белорусской энергосистемы составляет около 0,44.

В связи с этим существует мнение, что необходимый после ввода в эксплуатацию АЭС резерв мощности будет обеспечен за счёт этих излишков. Однако энергоблоки уже эксплуатируются по 20 - 40 лет и обеспечить надёжное резервирование на их основе в течении ещё 60 лет вряд ли будет возможно. По этой причине все необходимые мощности резерва в процессе эксплуатации АЭС должны будут построены в республике в полном объёме (, а газовые агрегаты и два раза).

Республика должна нести  дополнительные расходы не только на строительство, содержание и обеспечение топливом мощностей не производящих продукцию. К ним необходимо отнести затраты, 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 я оцениваю от 4 до 7 тысяч человек.

Теперь посмотрим, что произойдёт при увеличении в республике численности, не производящего продукцию персонала. Нагляднее всего это сделать на примере одного из моногородов – Новолукомля, где электростанция является градообразующим предприятием.

При производительной работе станции, когда её энергоблоки вырабатывают электроэнергию, персонал получает заработанную оплату труда, несёт её в магазины, кафе, парикмахерские, мастерские, турбюро и т.п. От этих платежей получают зарплату продавцы, официанты, повара, адвокаты, парикмахеры, работники сельского хозяйства, перерабатывающих предприятий и т.д.
 
Налоги от реализации электроэнергии и подоходный налог с персонала станции поступают в бюджет республики и оттуда оплачивается труд работников бюджетной сферы - учителей, врачей, милиционеров, прокуроров, администрации города и района.

За счёт прибыли от реализации электроэнергии станция производит закупки необходимых материалов, запчастей, оборудования, нанимает специализированные организации для ремонтов, модернизации и т.п.

При прекращении производства электроэнергии (или его значительном сокращении) заработную плату персоналу станции будут выплачивать за счёт других предприятий энергосистемы, а оплата труда бюджетников города по-прежнему будет производиться из бюджета республики, но поступлений в него денег от производственной деятельности станции уже не будет. Т.е. оплата труда бюджетников Новолукомля будет производиться за счёт предприятий других городов.

У электростанции не будет хватать денег и на поддержание оборудования в рабочем состоянии и эти расходы должны будут взять на себя энергетические предприятия других городов. Одним словом республика должна будет содержать как саму станцию, так и весь город. Это содержание продлится весь период эксплуатации Островецкой АЭС, т.е. 60 лет.

Сюда необходимо, на мой взгляд, приплюсовать ту прибыль, которую недополучит республика из-за увеличения количества непроизводительно занятых людей.

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

О возможности потребления производимой АЭС электроэнергии

(Анализ этого пункта произведён на основе доклада главного инженера ГПО «Белэнерго»  - «Интеграция АЭС в Белорусскую энергосистему»)

При выборе мощности энергоблоков АЭС не было просчитано, что вырабатываемую ей электроэнергию в республике некуда будет деть и придётся придумывать специальную нагрузку, проводить мероприятия снижающие эффективность работы остальной части энергосистемы. 

Поясню.

Суточный график потребления электроэнергии условно состоит из двух частей – переменной и постоянной. Их соотношение зависит от структуры экономики страны и режима потребления, т.е. сколько в ней предприятий работающих круглосуточно – рудников, горно-обогатительных комбинатов, мартеновских печей, сталеплавильных заводов, нефтепереработки и т.п., как расходует электроэнергию население, каков режим работы предприятий и т.д.

Для примера приведу график нагрузки Белорусской энергосистемы 21.12.2010 г.

Как видим, переменная часть графика составляет 6000 – 3800 = 2200 МВт, постоянная 3800 МВт. Коэффициент составляет 0,63. Среднегодовое значение коэффициента – 0,64. 

В 2020г. в Белоруссии  прогнозируется максимальная нагрузка в 7 000 МВт, т.е. переменная часть графика составит 2 520 МВт, а постоянная – 4 480 МВт.

Здесь необходимо сделать отступление и пояснить одну особенность работы энергоблоков. Работа турбины схожа с работой двигателя автомобиля на прямой передаче. Так же как автомобиль, уменьшая скорость, в какой-то момент начнёт дёргаться и, в конце - концов, заглохнет, так и турбина может устойчиво работать до какой–то минимальной нагрузки. Диапазон регулирования составляет от 100 до 40% номинальной мощности блока.

Т.е. ниже 40%-ой нагрузки блок нельзя разгрузить, его можно только остановить. Поэтому эта часть мощности блока должна быть в базовой части графика нагрузки.  А 60% мощности блока могут участвовать в регулировании графика.

Rак уже было сказано выше, в 2020 г. переменная часть графика составит 2 520 МВт,, соответственно, 1680 МВт должны уйти в его базовую часть (2 520МВт * 40% / 60% = 1 680 МВт). Это технический минимум мощностей покрывающих переменную часть графика, он образует первую обязательную составляющую базовой части графика нагрузки.

Кроме технического минимума мощностей, участвующих в покрытии переменной нагрузки энергосистемы, в базовой части графика мы должны учесть технический минимум мощностей обеспечивающих резервирование. Вращающийся резерв мощности в 2020 году, по предположению Минэнерго, составит  600 МВт (хотя такая величина вращающегося резерва уменьшает надёжность энергоснабжения потребителей). Соответственно, их технический минимум будет равен 400 МВт (600 МВт * 40% / 60% = 400 МВт). Это вторая обязательная составляющая базовой части графика нагрузки.

В состав постоянной части графика на обязательной основе должны войти так же мощности ТЭЦ, обеспечивающие тепловой энергией население и организации республики. В самый холодный рабочий день 2020г. их мощность, по прогнозу ГПО «Белэнерго» должна составить 3 700 МВт. Вся тепловая нагрузка выше этой величины будет покрываться пиковыми котельными.

Сумма обязательных составляющих базовой части графика в 2020 году получается равной 5 780 МВт (1 680 + 400 + 3700). Ниже опуститься нельзя, иначе будет или недоотпуск тепловой энергии или снизится надёжность энергоснабжения.

Но эта величина уже больше планируемой на 2020 г. базовой части графика (4 480 МВт). Разница составляет 1 300 МВт. Очень большая величина для Белоруссии, почти 20% от максимальной нагрузки. А мы хотим ещё построить АЭС мощностью 2 400 МВт, которая так же должна работать в базовой части. Избыток энергии составит 3 700 МВт и девать его в энергосистеме некуда, нужно принимать какие-то специальные меры и понести дополнительные затраты (например ухудшить режим работы турбин на газовых электростанциях и греть воду для отопления электричеством). Их величина составит по расчётам специалистов РУП «БелТЭИ» около 3 млрд. долларов за 25 лет эксплуатации или по 116 млн. в год.

Т.е. электроэнергия, производимая АЭС, не может быть рационально использована для потребления внутри страны.

Это так же не было своевременно просчитано перед принятием решения о строительстве АЭС. Специалисты РУП «БелНИПИэнергопрома» обращали на это внимание ещё в 2008г.

Дополнительно необходимо отметить, что время эффективной загрузки оборудования тепловых электростанций (ТЭС) после ввода двух блоков АЭС снизится до 25%, т.е. КИУМ составит 0,25. Такого низкого коэффициента использования установленной мощности оборудования электростанций не имеет, наверное, ни одна страна в мире. 

Выводы по выбору мощности энергоблоков АЭС

1. Ввод в эксплуатацию энергоблоков 1 200 МВт влечёт за собой необходимость увеличения в четыре раза резервных мощностей энергосистемы. Ежегодные затраты на их строительство и обслуживание составят не менее 220 млн. долларов. Эти затраты не были рассчитаны и учтены при выполнении обоснования инвестиций в строительство атомной станции;

2. В республике появится значительное количество людей не занятых производительным трудом, затраты на государственное социальное обеспечение которых не уменьшатся.

3. Скорее всего, республике придётся брать на содержание один или два города, население которых практически не будет производить продукцию;

4. Вырабатываемую АЭС электроэнергию невозможно использовать в республике без ухудшения экономичности остальной части энергосистемы из-за её относительной маломощности, особенностей экономики и режима потребления электроэнергии.

О некоторых неточностях в обосновании инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь

Обоснование инвестирования в строительство атомной станции в Республике Беларусь проводилось путём сравнения экономических показателей имевшейся на момент производства расчётов энергосистемы с энергосистемой после ввода АЭС. На мой взгляд, это не совсем корректно, т.к. сравнение должно производиться с энергосистемой, основанной на применении более передовых парогазовых технологий и с оптимизированным составом оборудования электростанций и схемой их размещения.

При таких условиях, удельный расход условного топлива на замещаемых в результате строительства АЭС электростанциях должен быть принят не 310 - 320  г.у.т.квт-час, а порядка 225 грамм 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.

Так же необходимо отметить следующее:  в проекте программы развития энергетики до 2015г. намечено заменить энергоблоки второй очереди Лукомльской ГРЭС (1 200 МВт) и половину мощностей Берёзовской ГРЭС на парогазовые установки ПГУ-400, построить Зельвенскую КЭС с парогазовыми установками. При выполнении этой программы, к моменту ввода в эксплуатацию атомной станции, в республике просто не будет  планируемого к замещению количества мощностей конденсационных блоков с расходом топлива в 310-320 г.у.т.квт-ч.

Эта неточность привела к увеличению таких показателей эффективности работы энергосистемы с атомной станцией, как годовая экономия затрат на топливо, снижение себестоимости отпускаемой продукции, увеличение прибыли. На самом деле они будут значительно ниже, а срок окупаемости АЭС существенно больше.

Во вторых - при обосновании инвестиций в строительство АЭС рассматривались затраты на сооружение собственно  самой станции и не рассматривались дополнительные затраты энергосистемы и экономики республики, связанные с этим строительством. Основными из них являются:

- увеличение необходимого количества резервных мощностей энергосистемы в четыре раза (с 600 МВт до 2 400 МВт);

- увеличение численности персонала энергосистемы, связанного с обслуживанием не производящего продукцию оборудования, ориентировочно на 4 – 7 тысяч человек;

- необходимость осуществления специальных мероприятий для возможности потребления производимой АЭС электроэнергии;

- строительство города-спутника АЭС,

- выплата процентов по взятым кредитам,

- строительство и содержание дополнительного количества линий электропередач и др.

О сокращении потребления газа

Как показано выше, в силу имеющегося графика потребления электроэнергии и величины экономики, при вводе АЭС, в республике не может быть существенного сокращения потребления газа. Для производимой электроэнергии придётся «придумывать» специальную нагрузку, например, греть электричеством воду для тепловых сетей или ухудшать режим работы турбин оставшейся части энергосистемы.

Тем не менее, посмотрим, правильно ли было оценено сокращение потребления газа в республике при вводе в эксплуатацию АЭС.

Сокращение потребления газа в республике, связанное с вводом в эксплуатацию атомной станции зависит от количества часов работы её оборудования в течении года (коэффициента использования установленной мощности – КИУМ) и от расхода газа на производство 1 квт-ч электроэнергии на замещаемых энергетических мощностях в сравниваемой энергосистеме.

Сначала определим, сколько времени может работать оборудование АЭС, т.е. каким может быть КИУМ.

Справочно: 1. По информации Санкт-Петербургского ОАО «Атомэнергопроект» для аналогов Белорусской АЭС - Балтийской  АЭС и Ленинградской АЭС-2,  КИУМ составит 78%.

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

3. В России, при меньшей средней единичной мощности энергоблока, фактический коэффициент использования установленной мощности в 2010 г. составил 81,3%, а в 2011г.  - 81,2%.

4.
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 среднегодовой продолжительности ремонта турбины за ремонтный цикл в 55-60 суток, а величине КИУМ для Белорусской АЭС не выше 84%. Увеличение времени работы оборудования электростанции и достижение значения КИУМ в 90% возможно, только при увеличении межремонтного периода не менее чем до 1,5 лет. Но пока разрешения завода-изготовителя турбины на такой срок не имеется.

При обосновании инвестиций в строительство атомной станции в Республике Беларусь удельный расход условного топлива на замещаемом оборудовании был принят, по всей видимости, равным 310 - 320 г.у.т.квт-ч. Как уже указывалось выше, такой подход к оценке эффективности АЭС не совсем корректен т.к. не учитывает уменьшение удельного расхода топлива вследствии мероприятий не связанных с вводом АЭС. Для расчётов расход топлива в энергосистеме должен быть принят на уровне 220-230 г.у.т.квт-час.

При таких условиях, в случае использования всей производимой АЭС электроэнергии внутри республики и участии её в регулировании графика нагрузки со снижением эффективной мощности станции на 10%, закупка газа уменьшится в среднем на 3,1 млрд. м.куб. в год.

Расчёт экономии газа при вводе в эксплуатацию двух блоков АЭС
(в среднем).
№№ пп
Показатель
Ед. изм.
Величина
1.
Установленная мощность оборудования АЭС
МВт
2400,00
2.
Коэффициент использования установленной мощности АЭС при условии 10%-го снижения эффективной мощности из-за регулирования графика нагрузки и среднегодовой продолжительности ремонтов в 58,3 суток.
 
0,756
3.
Используемая мощность оборудования АЭС, п1*п.2.
МВт
1815,03
4.
Число часов работы оборудования в году
час
8760
5.
Выработка электроэнергии на замещаемом оборудовании, п.3*п.4
млрд. квт-час
15,90
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
3,58
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.
3,17
10 .
Увеличение расхода газа за счёт перевода в режим технического минимума 600 МВт горячего резерва.
млрд. м. куб.
0,07
11.
Уменьшение расхода газа энергосистемой после ввода АЭС, нетто. (п.9-п.10).
млрд. м. куб.
3,10

При этом:
1) в договорах на поставку газа должно быть оговорено:

- ежегодное существенное изменение объёмов покупки республикой газа в зависимости от продолжительности плановых ремонтов оборудования АЭС;

- постоянное, на протяжении 60 лет, резервирование объёмов газа на случай внепланового останова одного энергоблока или всей станции. В случае аварийного останова одного энергоблока республике ежемесячно потребуется дополнительно 174 млн. м.куб. газа, а при останове двух блоков – 420 млн. Длительность таких поставок может исчисляться месяцами.

Справочно: в январе-феврале 2012г., при наступлении холодной погоды, Газпром не обеспечил поставки дополнительного количества газа в Европу.

2) при экспорте электроэнергии, потребление газа в республике будет пропорционально увеличиваться. При использовании одного блока для целей экспорта, снижение потребления газа уменьшится более чем вдвое и составит 1,5 млрд. м. куб., а при использовании двух блоков, произойдёт увеличение расхода газа энергосистемой.

Об экспорте электрической энергии от Белорусской АЭС. 

В случае экспорта электроэнергии, произведённой АЭС, в её стоимости должны учитываться затраты на создание и содержание дополнительных резервных мощностей, осуществление мероприятий по прохождению минимумов нагрузок, строительство города-спутника, выплата процентов по взятым кредитам, затраты на социальное обеспечение персонала обслуживающего дополнительные мощности резерва и т.д., т.е. те затраты, которые экономика республика не понесла бы без строительства АЭС.

Если эти затраты не учитывать в стоимости вырабатываемой АЭС электроэнергии, то они лягут на экономику республики, делая её менее эффективной и конкурентоспособной.

Думаю, что при таком подходе, экспорт электроэнергии от АЭС вообще вряд ли будет возможен по причине её чрезмерно большой стоимости.
 
Экспорт электроэнергии будет возможен только при предоставлении дополнительного, к расчётному, количества газа, т.к. при осуществлении экспорта электрической энергии, объём её внутреннего потребления не уменьшится и для восполнения экспортных объёмов потребуется увеличивать выработку электроэнергии на газовых электростанциях.

Это дополнительное количество газа Россия может предоставить, а может и не предоставить или предоставить по повышенным ценам и таким образом регулировать экспорт электроэнергии Беларусью.

Общий вывод: Строительство АЭС с энергоблоками мощностью 1 200 МВт для Республики Беларусь, является ненужным и чрезмерно дорогим мероприятием, реализация которого приведёт её энергосистему в чрезвычайно затратное состояние.

В настоящее время, значительно целесообразнее, перевести существующие энергоисточники на парогазовые и когенерационные технологии производства электроэнергии с одновременным сокращением установленной мощности энергосистемы.






Это статья PRoAtom
http://www.proatom.ru

URL этой статьи:
http://www.proatom.ru/modules.php?name=News&file=article&sid=4021