Технико-экономические исследования по сравнению "мокрых" и "сухих" градирен применительно к условиям площадки Нововоронежской АЭС-2

Таблица 8.1

В таблице приведен анализ влияния различных факторов. Отсюда можно сделать объективный вывод, что ни одна из систем не является идеальной с позиций воздействия на экологию, но у сухих градирен есть ряд теоретических преимуществ. Выбор конкретной системы охлаждения должен проводиться после всестороннего анализа как экономических, так и экологических или субъективных факторов, относящихся к вновь строящемуся объекту.

8.2 Факторы, влияющие на выбор типа охлаждающего устройства

Целесообразность замены испарительных градирен сухими должна рассматриваться с различных сторон и окончательный выбор между сухими или испарительными градирнями должен приниматься на основе оценки и анализа множества факторов в соответствии с рисунком 16.

Рисунок 16 - Факторы, влияющие на выбор типа градирен

Главным фактором при выборе способа охлаждения являются исходные технологические требования. Если по техническому регламенту температурный режим в технологическом процессе должен соблюдаться неукоснительно, а жаркий период, при этом, отличается крайне высокими температурами воздуха, то необходимо рассмотреть возможность использования испарительного охлаждения. Одновременно следует оценивать трудоёмкость строительства выбранного типа градирен и наличие высококвалифицированной рабочей силы. И это может существенно усложнить реализацию проекта, тогда как при строительстве испарительных градирен только контролирующий персонал должен иметь высокую квалификацию.

Не менее важным фактором при выборе способов отвода теплоты от конденсирующегося пара являются местные климатические условия, с учетом которых рассматривается объективную возможность реализации выбранного способа. При наличии источника воды с хорошими характеристиками по химическому составу воды и в отсутствии запретов со стороны природоохранных организаций, возможно даже строительство прямоточной системы. При высокой стоимости воды и жестком ограничении доступных для забора объёмов, система оборотного водоснабжения является единственным решением. Для наиболее жаркого периода желательно предусмотреть возможность орошения, даже если в качестве охлаждающих устройств были выбраны сухие градирни, а не испарительные градирни. Также можно строить параллельные системы охлаждения.

В засушливых и маловодных областях, таких как пустыни или зона вечной мерзлоты нет иного решения, как использовать сухие градирни или вообще конденсацию пара в ВКУ, не обращая внимания на снижение выработки электроэнергии при высоких температурах воздуха или иные соображения.

Весьма важными факторами, влияющими на выбор типа градирен, оказываются и технические, особенно проблема свободных площадей и допустимых электрических мощностей на обслуживание системы охлаждения. При использовании сухих градирен требуются большие площади и, кроме того, необходимы большие затраты электроэнергии на электродвигатели вентиляторов, что не является проблемой на электростанции, но удорожает себестоимость производимой электроэнергии. При использовании естественной конвекции и размещения теплообменников внутри бетонной или металлической башни, её высота должна быть существенно выше, так как тяга в отсутствии испарения воды, при прочих равных условиях, будет меньше. Следует помнить, что в случае равенства температуры сухого воздуха после сухой градирни и влажного насыщенного воздуха после оросителя испарительной градирни, плотность последнего будет меньше, что и обеспечит лучшую тягу.

Экология уже много лет является весьма весомым фактором за применение только сухих градирен в системах оборотного водоснабжения. Испарительные градирни могут, при стечении обстоятельств, приводить к локальному повышению влажности, к обледенению поверхностей в зимнее время, к повышению концентрации солей в выпадающих осадках и прочим проблемам. Возможно более частое, чем было до постройки испарительной системы охлаждения, формирование тумана. К тому же ряд ученых утверждает, что вклад выбросов водяных паров от испарительных градирен всех типов к настоящему моменту становиться существенным в планетарном масштабе и влияет на изменение климата.

По данным таблицы 8.1 можно оценить степень воздействия градирен на экологию.

Таблица 8.2

Вид воздействия на экологию	Оцениваемая степень воздействия (НЕТ - нет воздействия вообще, М - малое, У - умеренное и Б - большое)
	Прямоточные системы	Испарительные градирни	Сухие градирни
Воздействие на живые организмы в забираемой воде	Б	М	НЕТ
Затраты энергии	М	М - Б	М (башенные), Б (вентиляторные)
Сбрасываемая в окружающие водные источники вода нагрета	Б	М - Б	НЕТ
Дополнительные выбросы теплоты в атмосферу	НЕТ	М - Б	Б
Дополнительное использование топлива и, следовательно, выбросы СО2 в атмосферу	НЕТ	М - Б	Б
Наличие химических веществ в сбрасываемой воде	только биоциды: М	Биоциды: У - Б, предотвращение коррозии и отложений: У	Биоциды - М, предотвращение коррозии и отложений - У
Невозвратные потери воды	М	Б	НЕТ
Мусор, обусловленный работой	М	М	НЕТ - М
Шум	НЕТ	У (башенные), Б (вентиляторные)	НЕТ (башенные), Б (вентиляторные)
Использование площадей	М	М - У	У - Б
Факел и сопутствующие выбросы	НЕТ	У - Б	НЕТ
Воздействие из-за повышенной циркуляции воздуха	НЕТ	М - У	У - Б

Учет местных специфических факторов обязателен при принятии решения о выборе способа охлаждения.

При строительстве градирен непосредственно вблизи аэропорта или жилых районов оказывается недопустимым появление устойчивой области тумана в виде факела, протяженностью от нескольких десятков метров до, временами, нескольких километров, над градирнями. К сожалению, факел является обязательным спутником работающей испарительной градирни по физическим причинам и лишь его размер может варьироваться в зависимости от конкретных метеорологических условий.

Важным фактором является и роза ветров в месте строительства объекта, так как при преимущественном направлении ветра в незаселенную область большая часть возражений экологов и населения снимается.

Высокая плотность населения в районе строительства и его социальная активность может привести к серьёзным протестам против строительства башенных испарительных градирен и должно учитываться на стадии проектирования и согласования проекта. В тоже время наличие квалифицированной рабочей силы облегчит подбор сотрудников для мониторинга сложного оборудования сухих градирен или для проведения регламентных работ по его обслуживанию. Но в малонаселенной зоне проблема подбора специалистов может оказаться серьезной проблемой

Специфической для конкретной местности проблемой может явиться и нарушение привычного вида объектов и обзорных панорам, привлекательных для туризма.

С учетом всех перечисленных факторов необходимо оценивать стоимость строительства сухих или испарительных градирен. Традиционно считается, что сухие градирни очень дороги, однако, различия по стоимости зависят в свою очередь от многих факторов. Например, строительство массивной башенной испарительной градирни на плохих грунтах будет весьма дорогостоящим предприятием, тогда как для размещения сухих градирен, хотя и занимающих большую площадь, можно использовать очень легкие фундаменты, без проблем возводимые на любых грунтах.

При принятии окончательного решения инвесторы должны оценить срок окупаемости и возможность перемещения оборудования. Последнее действие явно невозможно в случае возведения бетонной гиперболической башенной градирни. Сухие градирни обычно всегда требуют больших капитальных вложений в само оборудование, хотя и избавляют от платы за потребляемую и испаряемую воду и дополнительных экологических платежей при эксплуатации. Если оказывается возможно перераспределять доли средств, идущие на капитальные и эксплуатационные затраты, то привлекательность сухих градирен начинает возрастать.

По сравнению с испарительными градирнями сухие являются более сложными техническими конструкциями, требующими более тщательного соблюдения инструкций и правил при регулярной профилактике. Поэтому надо учитывать доступность квалифицированного персонала для обслуживания, стоимость которого в случае привлечения из других регионов может быть очень высока.

Хотя на оборудование и даются гарантийные обязательства, они не превышают срок от 2 до 3 лет, как для испарительных, так и для сухих градирен. Тогда как эксплуатация оборудования при надлежащем обслуживании планируется на 30 лет и более. Желательно иметь объективную информацию о стоимости послегарантийных эксплуатационных расходов, подтвержденную архивными данными. Особенно это относится к аварийным случаям на подобном оборудовании, бывшем в эксплуатации десятки лет, причинах инцидентов и профилактических мерах для их недопущения.

Не последнюю роль при окончательном выборе оборудования играют и такие субъективные факторы как предпочтения инвесторов и точка зрения местных властей, которые, в конечном счёте, и будут утверждать проект.

Подводя итог, следует отметить, что сухие градирни имеют ряд очевидных достоинств:

· Для стабилизации водного баланса требуется минимальное количество добавочной воды.

· Вода подготавливается только при заполнении системы.

· Экономически целесообразно использовать в зонах вечной мерзлоты и засушливых районах с ограниченными водными ресурсами или при очень высокой стоимости добавочной воды.

· Экологически безопасное техническое решение для густонаселенных районов, т.к. происходит только тепловое и «шумовое» загрязнение окружающей среды. В случае использования башенных сухих градирен «шумового» загрязнения нет.

· Наружная коррозия коммуникаций минимальна, т.к. вся система функционирует в условиях естественной для данной климатической зоны влажности. При использовании орошения наружной поверхности теплообменников, коррозия теплообменника будет существенно возрастать.

Вместе с тем следует отметить наиболее серьезные недостатки сухих градирен:

· Температура охлажденной воды на выходе из сухой градирни выше, чем в случае использования испарительных градирен.

· Капитальные затраты на строительство сухой градирни в несколько раз выше аналогичных затрат для испарительной градирни.

· Эксплуатационные затраты для сухой градирни выше, чем для испарительной.

· Пониженная надежность работы сухих градирен при отрицательных температурах без принятия специальных мер по тепловому регулированию. Образование льда в сухой градирне более опасно, чем в испарительной градирне.

· В башенной сухой градирне много металлоёмких теплообменников, которые дороги в изготовлении.

· Управление теплосъемом башенной сухой градирни ведется за счет открытия/закрытия многочисленных жалюзи и включения/выключения теплообменных секций при помощи задвижек с электрическим приводом по сигналам многочисленных датчиков. Надежность работы столь большого числа электромоторов, особенно в сложных погодных условиях, снижена.

Теплообменники требуют регулярной очистки из-за плотного оребрения для чего должно применяться специальное оборудование.

9. Оценка сравнительной экономической эффективности вариантов использования «мокрых» и «сухих» градирен в системе технического водоснабжения на энергоблоках № 3,4 Нововоронежской АЭС-2

Оценка сравнительной эффективности вариантов использования «мокрых» и «сухих» градирен в системе технического водоснабжения (СТВ) на проектируемых энергоблоках № 3 и № 4 Нововоронежской АЭС-2 с РУ ВВЭР-1200 (проект В-392М) заимствована из отчёта о НИРС ОАО «Атомэнергопроект», который выполнен в соответствии с «Методическими основами оценки эффективности инвестиционных проектов и программ Концерна «Росэнергоатом» (утверждены приказом Концерна «Росэнергоатом» № 223 от 21.03.2005). Указанные «Методические основы…» полностью соответствуют второму переработанному и дополненному изданию "Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов" (М., «Экономика», 2000 г., утверждены Минэкономики РФ, Минфином РФ и Госстроем РФ 21.06.1999 № ВК-477). В соответствии с действующими указаниями Минэкономики РФ, "Методические рекомендации…" являются базовым нормативным документом, по которому возможно осуществлять оценки экономической эффективности любых инвестиционных проектов независимо от отрасли. Таким образом, допустимо вести оценку сравнительной эффективности использования градирен разного типа на проектируемых энергоблоках № 3 и № 4 Нововоронежской АЭС-2 как по отраслевой, так и по общей методике. Численные расчеты в общем случае выполняются с использованием спициализированного компьютерного программного комплекса "ТЭО-ИНВЕСТ", разработанного Институтом проблем управления РАН в 1998 г. и периодически обновляемого.

Однако при принятии некоторых упрощающих допущений, соответствующий расчёт может быть выполнен вручную.

При оценке эффективности инвестиционного проекта соизмерение разновременных стоимостных показателей осуществляется путем приведения (дисконтирования) их к ценности в начальном периоде, в качестве которого рассматривается год начала проведения работ по сооружению системы СТВС энергоблока.

При расчетной оценке эффективности инвестиционных проектов в постоянных ценах может использоваться так называемая реальная ставка дисконтирования. Реальная (Ер) и номинальная (Ен) ставки дисконтирования связаны между собой формулой Фишера:

Е_р = (Е_н - а) / (1 + а) , (9.1)

Где а - прогнозный индекс общей ценовой инфляции на соответствующий год.

При выполнении расчетных оценок эффективности проекта Нововоронежской АЭС-2 значение реальной ставки дисконтирования Ер принимается заданным и неизменным, в размере 0,05 (5 %) год^-1. Это представляется более целесообразным, нежели задавать постоянным значение номинальной ставки дисконтирования, зависящей от уровня инфляции, поскольку она определяется процентной ставкой, которая учитывает, как доход кредитора, так и индекс инфляции.

В результате номинальная ставка дисконтирования изменяется по годам расчетного периода и зависит от уровня инфляции. Принятие данного решения направлено на такое соотношение ставки дисконтирования и уровня инфляции, чтобы требуемая доходность проекта была выше, чем прогнозный уровень инфляции.

В ходе проведения технико-экономических исследований в постоянных ценах используется реальная ставка дисконтирования.

В настоящей работе стоимостные расчеты выполняются в постоянных ценах, выражаемых в EUR. Исходные данные, выраженные в рублевых ценах, переводятся в EUR по курсу начала 2010 г. - 42,71 рубля за EUR.

Рассматриваются проектируемые энергоблоки (ныне уже сооружаемые) №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2 с реакторами проекта В-392М. Технико-экономическое сопоставление вариантов ведется в расчете на один энергоблок.

При сопоставлении вариантов использованы данные, полученные на основе результатов предварительных тепловых балансов различных модификаций турбоустановки К-1200-6,8/50, выполненных Филиалом «Ленинградский металлический завод» ОАО «Силовые машины».

Для технико-экономического сопоставления вариантов системы ТВС проектируемых энергоблоков №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2 выбраны четыре варианта:

· Вариант базовый: В системе СТВС одного энергоблока АЭС используется одна «мокрая» градирня;

· Вариант 1: В системе СТВС одного энергоблока АЭС используются три «сухие» градирни при ITD =24 ⁰С (разница температур горячей воды на входе в сухую градирню и атмосферного воздуха)

· Вариант 2: В системе СТВС одного энергоблока АЭС используются две «сухие» градирни при ITD =28 ⁰С.

· Вариант 3 (вариант смешанной работы). В СТВС одного энергоблока АЭС используется одна «мокрая» градирня (20 % работы, 80 % по байпасу) и две «сухие» (50 % работы).

Вариант использования двух «сухих» градирен на блок при ITD=32⁰С в настоящей работе не рассматривается, так как уступает предыдущим вариантам по температуре охлаждающей воды при среднегодовых метеопараметрах, а именно: 30,59⁰ С против 22,63⁰ С и 26,62⁰ С по вариантам 1 и 2 и, соответственно, приводит к значительному сокращению выработки электроэнергии блоком за год.

Варианты 1,2 и 3 системы СТВС характеризуются меньшей потребностью в подпиточной воде. Однако при их использовании снижается установленная мощность энергоблока и, соответственно, отпуск электроэнергии с шин АЭС.

Энергоблок работает в базовом режиме с КИУМ (коэффициентом использования установленной мощности) 90 %, то есть при числе часов использования установленной мощности энергоблока 7884 ч/год.

При этом рассматривается общественная эффективность использования ТВС с различными типами градирен, т.е в сопоставительных технико-экономических расчетах учитываются только производственные затраты и издержки, а налоговые платежи не учитываются.

Критерием технико-экономического сопоставления вариантов служит чистый дисконтированный доход (ЧДД), который в простейшем случае определяется, исходя из следующих предпосылок:

· рассматриваемые объекты (система СТВС) являются вечными, т.е предполагается их работа в течение неограниченного времени;

· капитальные затраты на создание системы СТВС Кствс, руб. осуществляются в течение одного года, предшествующего пуску энергоблока;

· годовые издержки производства постоянны в течение всего времени эксплуатации объектов;

· отпускные одноставочные тарифы за отпускаемую электроэнергию постоянны в течение всего времени эксплуатации объектов.

Тогда общее выражение для значения среднегодового чистого дисконтированного дохода ЧДД, руб./год, для любого объекта АЭС (в том числе и для системы ТВС), представленное в упомянутых выше "Методических рекомендаций по оценке эффективности инвестиционных проектов", запишется в виде:

ЧДД = З - Е * К - Иуп - Изп - Ит - Ипв, EUR/год (9.2)

Где З - ежегодные поступления от продажи электроэнергии с шин станции, относимые на рассматриваемый объект, EUR/год;

К - капитальные вложения в сооружение объекта, EUR;

Е - норма дисконтирования, в расчетах принимается Е, равное реальной норме дисконтирования Ер = 0,05 год^-1;

Иуп - условно-постоянная составляющая ежегодных издержек производства, относимая на рассматриваемый объект (без учета амортизационных отчислений и затрат на заработную плату персонала), EUR/год;

Изп - среднегодовые затраты на заработную плату персонала объекта, EUR/год

Ит - топливная составляющая ежегодных издержек производства, относимая на рассматриваемый объект и одинаковая для всех сравниваемых вариантов, EUR/год;

Ипв - ежегодные затраты на подпиточную воду, относимые на рассматриваемый объект, EUR/год.

В дальнейшем предполагается, что все расчёты ведутся на один энергоблок.

В качестве критерия сравнительной экономической эффективности сравниваемых вариантов системы СТВС рассматривается разность между среднегодовым чистым дисконтированным доходом для рассматриваемого варианта и для варианта, принимаемого за базовый (ДЧДД). При ДЧДД > 0 использование рассматриваемого варианта системы СТВС оказывается более эффективным, нежели использование базового варианта, а величина ДЧДД представляет собой среднегодовой дополнительный доход, получаемый благодаря использованию на АЭС рассматриваемого варианта вместо базового и рассчитанный с учетом фактора времени. Если же ДЧДД < 0, то рассматриваемый вариант экономически проигрывает базовому, а величина ДЧДД является потерей среднегодового дохода, вызванной отказом от базового варианта системы ТВС в пользу рассматриваемого. При ДЧДД = 0 сравниваемые варианты - равноэкономичны.

В настоящей работе при проведении технико-экономического сопоставления в качестве базового рассматривается вариант 1 (с «мокрыми» градирнями). Все расчетные оценки ведутся на один энергоблок.

В ходе определения ДЧДД учитывается, что среднегодовой расход ядерного топлива и, соответственно, среднегодовые затраты на ядерное топливо Ит остаются неизменными для всех сравниваемых вариантов. То же можно сказать и о численности персонала объекта, остающейся неизменной при использовании любой системы СТВС, поэтому значение Изп одинаково для всех сравниваемых вариантов.

Условно-постоянная составляющая издержек производства Иуп представляется в виде:

Иуп = а_уп Ч К (9.3)

Здесь а_уп - норматив отчислений от стоимости сооружения объекта К (EUR), оцениваемый экспертно посредством анализа отчетных данных действующих АЭС и в настоящей работе принимаемый равным 0,00974 год^-1.

Исходя из сказанного, общее выражение для определения ДЧДД(1,2,3), (то есть изменения ЧДД при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3) можно записать в виде:

ДЧДД(1,2,3) = ЧДД(1,2,3) - ЧДД б = ДЗ(1,2,3) - (Е + ауп) * ДК(1,2,3) - ДИпв (1,2,3) , EUR/год (9.4)

где ЧДД(1,2,3) - среднегодовой ЧДД по варианту 1, 2 или 3, EUR/год;

ЧДД б - среднегодовой ЧДД по базовому варианту, EUR/год;

ДЗ(1,2,3) (EUR/год) - изменение ежегодных поступлений от продажи электроэнергии при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3; если мощность энергоблока при этом снижается, то снижаются и поступления от продажи электроэнергии, и величина ДЗ(1,2,3) будет отрицательной; соответственно, если мощность энергоблока повышается, то величина ДЗ(1,2,3) - положительна;

ДК(1,2,3) (EUR) - изменение капитальных затрат на создание системы ТВС при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3; если при переходе происходит снижение соответствующих капиталовложений, то ДК (1, 2, 3) - отрицательна, если повышение - положительна;

ДИпв (1, 2, 3) (EUR/год) - изменение ежегодных затрат на подпиточную воду при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3; если расход подпиточной воды при этом снижается, то снижаются и соответствующие затраты, и величина ДИпв (1, 2, 3) будет отрицательной; соответственно, если расход подпиточной воды увеличивается, то величина ДИпв (1, 2, 3) - положительна.

Величина ДЗ (1 ,2, 3) определяется выражением:

ДЗ(1, 2, 3) = сэ * ДW(1,2,3) * (1- асн / 100) , EUR/год (9.5)

Где ДW(1,2,3) - изменение выработки электроэнергии энергоблоком (снижение - знак минус, повышение - знак плюс) при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3 (определяется разработчиком), кВтч;

сэ - тариф на электроэнергию, отпускаемую с шин АЭС, EUR/кВтч;

асн - расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока, % от выработки.

Значение ДИпв(1,2,3) рассчитывается по формуле:

ДИпв(1,2,3) = спв * ДG(1,2,3) * h , руб./год (9.6)

Где ДG(1,2,3) - изменение часовой потребности в подпиточной воде (снижение - знак минус, повышение - знак плюс) при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3, м³/ч;

h - годовое число часов использования установленной мощности энергоблока, ч/год;

спв - тариф на подпиточную воду, отпускаемую с шин АЭС, EUR/м³;

Годовое число часов использования установленной мощности энергоблока (h) одинаково при всех вариантах системы ТВС и составляет, как уже указывалось выше, 7884 ч/год. Оно определяется выражением:

h = W(б,1,2,3) * / N(б,1,2,3)

где N(б,1,2,3) - установленная мощность энергоблока, отвечающая базовому варианту, варианту 1, варианту 2 или варианту 3 системы ТВС энергоблока, кВт(э).

С учетом (9.5) и (9.6) можно переписать формулу (9.4) в виде окончательного выражения для определения ДЧДД(1,2,3):

ДЧДД(1,2,3) = сэ * ДW(1,2,3) * (1- асн / 100) - (Е + ауп) * ДК(1,2,3) -

- спв * ДG(1,2,3) * h , EUR/год (9.7)

Формула (9.7) служит основой для проведения технико-экономического сопоставления различных вариантов системы ТВС на Нововоронежской АЭС-2. Если величина ДЧДД(1,2,3) > 0, то это означает, что применение системы ТВС с сухими градирнями (варианты 1 и 2) или смешанной системы (вариант 3) дает АЭС дополнительный доход по сравнению с использованием базового варианта с мокрыми градирнями и, тем самым, представляется экономически оправданным. Если же расчетное значение ДЧДД(1,2,3) < 0, то переход от использования базового варианта к варианту 1, 2 или 3 рассматриваемой системы ТВС экономически невыгоден. При ДЧДД(1,2,3) = 0 сравниваемые варианты равноэкономичны.

Свободная цена на электроэнергию в ОЭС Центра в ценах начала 2007 г. по данным ПКФ Концерна «Росэнергоатом» (факс от 05.08.2008 № 27-16/7177) - 78,22коп./(кВтч) (без учета инвестиционной составляющей).

С 2011 года цены на рынке - свободные и формируются на рыночных принципах на основе баланса спроса и предложения в рассматриваемой энергозоне.

Тариф на подпиточную воду в бассейне реки Дон (Воронежская область) в ценах начала 2007 г. установлен постановлением правительства РФ от 30.12. 2006 г. (№ 876) и составляет 336 руб./ тыс. м³.

В настоящей работе стоимостные расчеты ведутся в EUR (цены на начало 2010 г.). Для стоимостных оценок рублевые цены начала 2007 г. необходимо переведём в цены начала 2010 г. с учетом инфляции. Пересчет из российских рублей в EUR осуществляется по курсу 42,71 руб./EUR.

Для проведения соответствующих расчетов оценочных значений (в рублевых ценах начала 2010 г.) тарифов на отпускаемую электроэнергию и потребляемую подпиточную воду использованы подготовленные Минэкономразвития РФ «Исходные условия для формирования вариантов развития экономики на период до 2012 года», где представлены общие фактические, оценочные и прогнозные индексы инфляции, установленные в настоящее время. Индексы роста тарифов на отпускаемую электроэнергию в указанном материале даются непосредственно. Индексы роста тарифов на подпиточную воду в первом приближении принимаются равными общим индексам инфляции (индексам потребительских цен - ИПЦ).

Значения индексов инфляции за 2007-2009 годы, используемых для получения расчетных значений тарифов на отпускаемую электроэнергию и подпиточную воду, приведены в таблице 9.1.

При пересчете исходного значения тарифа на отпускаемую электроэнергию в цены начала 2010 г. (умножением на произведение соответствующих индексов-дефляторов Минэкономразвития РФ за 2007 г. (1,107), за 2008 г. (1,224) и за 2009 г. (1,215)) расчетное значение рыночного тарифа на отпускаемую электроэнергию составит 128,77 коп./(кВтч) или 3,01 EUR цент/кВтч.

Таблица 9.1 - Годовые индексы инфляции для тарифов на отпускаемую электроэнергию и для потребительских цен по данным Минэкономразвития РФ за 2007 ч 2009 гг.

Годы	Годовые индексы повышения тарифов
	на отпускаемую электроэнергию	на подпиточную воду (приняты равными ИПЦ)
2007	1,107	1,119
2008	1,224	1,133
2009	1,215	1,120

Аналогично пересчитывается в цены начала 2010 тариф на подпиточную воду - умножением на произведение соответствующих ИПЦ (из таблицы 9.1) за 2007 г. (1,119), за 2008 г. (1,133) и за 2009 г. (1,120)). Расчетное значение тарифа на подпиточную воду составит 477 руб./ тыс. м3, или 11,17 EUR/ тыс. м³.

Остальные исходные данные, необходимые для проведения сопоставительных технико-экономических расчетов по формуле (9.7), представлены таблице 9.2.

Таблица 9.2 - Технико-экономические показатели (на один энергоблок АЭС) по системам охлаждающей воды с градирнями на естественной тяге применительно для энергоблоков №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2

Наименование и размерность показателя	Тип градирни (вариант системы ТВС)
	«Мокрая» (Вариант базовый 1Ч100%)	«Сухая» (Вариант 1 3Ч33%)	«Сухая» (Вариант 2 2Ч50%)	Смешанная работа (Вариант 3 2Ч50% + 1 мокрая)
Мощность турбины брутто при среднегодовых метеопараметрах, МВт(э)	1194,2	1138,2	1138,5	1117,0
Сокращение мощности турбины брутто по сравнению с базовым вариантом, МВт(э)	-	- 56,0	- 55.7	- 77,2
Годовое число часов использования установленной мощности энергоблока, ч/год	7884	7884	7884	7884
Годовая выработка электроэнергии энергоблоком, млн. кВтч/год	9415,1	8973,6	8975,9	8806,4
Изменение годовой выработки электроэнергии энергоблоком по сравнению с базовым вариантом, млн. кВтч/год	-	- 441,5	- 439,2	- 608,7
Расход электроэнергии на собственные нужды энергоблока, % от выработки	7,0	6,83	6,83	7,0
Текущая потребность в подпиточной воде, м3/ч	4133	-	-	2230
Изменение текущей потребности в подпиточной воде по сравнению с базовым вариантом, м3/ч		- 4133	- 4133	- 1903
Ежегодная потребность в подпиточной воде, тыс.м3/год	32585	-	-	17581
Изменение ежегодной потребности в подпиточной воде по сравнению с базовым вариантом, тыс. м3/год	-	- 32585	- 32585	- 15004
Стоимость работ по площадке размещения градирен, млн. EUR	4,48	5,00	4,52	4,78
Общая стоимость градирен, включая стоимость СМР, технологического оборудования, проектных работ, млн. EUR.	50,44	265,81	225,82	143,70
Общая стоимость блочной насосной станции на один энергоблок, млн. EUR	18,59	8,54	8,54	19,0
Общая стоимость насосной станции подпитки на один энергоблок АЭС, млн. EUR	10,94	-	-	6,2
Стоимость комплекта паровой турбины, млн. EUR	63,7	45,7	45,7	45,7
Стоимость конденсаторной группы, млн. EUR	27,14	20,4	20,4	20,4
Стоимость трубопроводов циркуляционной воды, млн. EUR	1,98	3,70	3,31	3,31
Стоимость трубопроводов подпиточной воды, млн. EUR	3,70	-	-	3,70
Общий объем капитальных вложений, связанных с сооружением системы ТВС, млн. EUR	180,97	349,15	308,29	246,79
Изменение общего объема капитальных вложений, связанных с сооружением системы ТВС, млн. EUR	-	168,18	127,32	65,82

Ход сопоставительного технико-экономического расчета по формуле 9.7 и его результаты показаны в таблице 9.3. Все расчеты ведутся на один энергоблок. Стоимостные показатели представлены в тыс. EUR.

Таблица 9.3 - Технико-экономическое сопоставление вариантов использования различных типов градирен в системе СТВС, на проектируемых энергоблоках №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2 (в расчёте на один энергоблок)

Наименование и размерность показателя	Значение
	Тип градирни (вариант системы ТВС)
	«Сухая» (Вариант 1 3Ч33%)	«Сухая» (Вариант 2 2Ч50%)	Смешанная работа (Вариант 3 2Ч50% + 1 мокрая)
ДЗ(1,2,3) (EUR/год) - изменение ежегодных поступлений от продажи электроэнергии при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3 сэ * ДW(1,2,3) * (1- асн / 100) *10-3, тыс. EUR/год	- 3,01 * 10-5 * 441,5 * 106 * (1 - 0,07) = - 12359	- 3,01 * 10-5 * 439,2 * 106 * (1 - 0,07) = - 12295	- 3,01 * 10-5 * 608,7 * 106 * (1 - 0,07) = - 17039
(Е + ауп) * ДК(1,2,3) *10-3 , тыс. EUR/год	168180 * 0,05974 = 10047	127320 * 0,05974 = 7606	65820 * 0,05974 = 3932
ДИпв(1,2,3) (EUR/год) - изменение ежегодных затрат на подпиточную воду при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту1, 2 или 3; ДИпв(1,2,3) = спв * ДG(1,2,3) * h*10-3, тыс. EUR/год	- 11,7 * 10-3 * 32585 = - 381	- 11,7 * 10-3 * 32585 = - 381	- 11,7 * 10-3 * 15004 = - 176
ДЧДД(1,2,3) (EUR/год) - изменение ЧДД при переходе от базового варианта системы ТВС к варианту 1, 2 или 3); П.1 - П.2 - П.3 , тыс. EUR/год	- 12359 -10047 + 381 = - 22787	- 12295 - 7606 + 381 = - 19520	- 17039 - 3932 + 176 = - 20795
Минимальное значение тарифа на подпиточную воду, при котором рассматриваемый и базовый варианты системы ТВС оказываются равноэкономичны:
- абсолютное, EUR/ тыс. м3	688	611	1398
- относительное (по отношению к действующему тарифу 11,7 EUR/ тыс. м3 )	59	52	119

Результаты расчетов, представленные в таблице 9.3 показывают, что величина ДЧДД для всех трех рассматриваемых вариантов ТВС с использованием сухих градирен оказывается отрицательной, что свидетельствует о снижении ЧДД при переходе от «мокрых» градирен» к «сухим» на проектируемых энергоблоках №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2. При этом уменьшение ЧДД оказывается весьма значительным - на 22,8, 19,5, и 20,8 млн. EUR/год на один энергоблок по вариантам 1, 2 и 3 соответственно. Меньше всего ЧДД снижается при использовании варианта 2 (две «сухие» градирни). Положительный вклад в ЧДД за счет снижения расхода подпиточной воды относительно невелик (0,4 млн. EUR/год для вариантов 1 и 2 и 0,2 млн. EUR/год для варианта 3 на один энергоблок). Таким образом, переход от «мокрых» градирен к «сухим» при действующих тарифах на подпиточную воду оказывается экономически невыгодным. Полученный результат выглядит достаточно очевидным, поскольку при использовании «сухих» градирен вместо «мокрых» установленная мощность энергоблока снижается на 4,7 - 6,5 %, а дополнительные капитальные затраты оказываются весьма значительными.

Приравняв нулю ДЧДД(1,2,3) в формуле (9.7) можно определить минимальное значение тарифа на подпиточную воду (спвм), при котором базовый вариант с «мокрыми» градирнями и вариант 1, 2 или 3 с «сухими» градирнями оказываются равноэкономичными. При спв > спвм вариант с «сухими» градирнями будет более экономичным, нежели вариант с «мокрыми».

В результате расчета по формуле (9.7) для вариантов 1, 2 и 3 соответственно получаются значения спвм , равные 688, 611 и 1398 EUR/тыс. м3, то есть вариант с «сухими» градирнями перестанет быть экономически невыгодным (по отношению к реализации базового варианта) при повышении тарифа на подпиточную воду как минимум в 59 раз для варианта 1, в 52 раза для варианта 2 и 119 раз для варианта 3.

Сказанное позволяет заключить, что все три варианта СТВС с использованием «сухих» градирен экономически проигрывают базовому варианту ТВС с использованием «мокрых» градирен.

Однако для окончательного решения вопроса о выборе надлежащего варианта системы ТВС на проектируемых энергоблоках №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2 прямое технико-экономическое сопоставление вариантов, выполненное в настоящей работе, нельзя считать достаточным, поскольку переход к использованию «сухих» градирен вызван дефицитом водоснабжения - ограниченностью водных ресурсов бассейна реки Дон.

Соответствующая технико-экономическая задача должна быть поставлена более широко. Необходимо проанализировать прогноз электропотребления в Воронежском регионе и в ОЭС Центра в целом и рассмотреть возможные варианты покрытия дефицитов установленной мощности электростанций в перспективе ближайших 20-30 лет. При этом альтернативой сооружения новых энергоблоков НВАЭС-2 с «сухими градирнями может оказаться строительство новых энергоблоков АЭС в другом регионе с достаточным водоснабжением для работы с «мокрыми» градирнями, однако с возникающей при этом необходимостью сооружения новых ЛЭП.

Следует также оценить возможный ущерб в различных отраслях экономики региона, возникающий при отказе от сооружения новых энергоблоков именно на Нововоронежской АЭС-2, который может превысить непосредственные экономические потери при переходе от «мокрых» градирен» к «сухим».

10. Оценка сравнительной экономической эффективности использования испарительных градирен в условиях дефицита подпиточной воды

В настоящем разделе проведена оценка сравнительной экономической эффективности вариантов, рассмотренных в главе 7.

Сооружение водовода или водохранилища повлечет за собой снижение чистого дисконтированного дохода (ЧДД) по базовому варианту (ЧДДб), которое обозначается, как ДЧДДб. В общем случае указанное снижение складывается из двух составляющих.

Первая составляющая (ДЧДДбк) обуславливается дополнительными капитальными затратами ДКб, необходимыми для сооружения водовода или водохранилища и рассчитывается по формуле:

ДЧДДбк = - (Е + ауп) * ДКб , EUR/год (10.1)

Норма дисконтирования Е, принятая в технико-экономических расчетах, принимается в размере 0,05 год^-1 (см. раздел 9).

Произведение аупЧДКб представляет собой условно-постоянную составляющую издержек производства, связанных с эксплуатацией водовода или водохранилища. Здесь ауп - норматив отчислений от стоимости сооружения объекта ДКб (EUR), оцениваемый экспертно посредством анализа отчетных данных действующих АЭС и для водоводов и водохранилищ условно принимаемый равным 0,02 год^-1, как по первому, так и по второму вариантам.

В варианте 2 величина ДКб представляет собой полный объем капитальных вложений на сооружение водохранилища, согласно таблице 7.5 равный 27,09 млн. EUR.

В варианте 1 величину ДКб можно представить как произведение удельных капитальных затрат на сооружение одного километра водовода ДКбо на протяженность водовода L (км), то есть ДКб = ДКбо Ч L.

Вторая составляющая снижения ЧДД по базовому варианту (ДЧДДбсн) описывает снижение поступлений от продажи электроэнергии с шин АЭС, вызванное увеличением расхода электроэнергии на собственные нужды АЭС. Для варианта 1 (водовод) это - расход электроэнергии, вырабатываемой АЭС, на насосные станции перекачки. В этом случае выражение для ДЧДДбсн можно записать в виде:

= - с_э Ч Wб Ч L Ч Дасн / 100 , EUR/год (10.2)

Где Wб - выработка электроэнергии (кВтч) энергоблоком для базового варианта системы ТВС («мокрые» градирни), описанного в разделе 9 (согласно данным раздела 9, данная величина составляет 9415,1 млн. кВтч);

сэ - тариф на электроэнергию, отпускаемую с шин АЭС, EUR/кВтч (согласно данным раздела 9, сэ = 3,01 * 10-2 EUR /кВтч);

Дасн - увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды энергоблока на один километр водовода, % от выработки/км (0,085 %/км согласно данным таблицы 7.4).

L - протяженность водовода, км.

Для варианта 2 (водохранилище) в первом приближении можно положить соответствующее снижение ЧДД по базовому варианту ДЧДДбсн=0.

Таким образом, в общем случае (для обоих рассматриваемых вариантов 1 и 2):

ДЧДД_б(1,2).= ДЧДД_бк(1,2) + ДЧДД_{бсн(1,2) ,} EUR/год (10.3)

Для варианта 1 (сооружение водовода) формула (10.3) принимает вид:

ДЧДДб1.=-(Е+ауп)*ДКбо* L - сэ * Wб * L * Дасн / 100 , EUR/год (10.4)

Для варианта 2 (сооружение водохранилища) формула (10.3) приводится к выражению:

ДЧДДб2.= - (Е + ауп) * ДКб , EUR/год (10.5)

Таким образом, если источник водоснабжения удален от АЭС (имеется необходимость строительства водовода), или для обеспечения СТВС требуется сооружение водохранилища, эффективность системы ТВС с «мокрыми» градирнями по отношению к системе СТВС с «сухими» градирнями (варианты ТВС 1, 2 и 3, рассмотренные в разделе 9) снижается, и применение системы ТВС с «сухими» градирнями может оказаться экономически более выгодным, нежели применение системы СТВС с «мокрыми» градирнями.

В ходе технико-экономического сопоставления описанные в данном разделе варианты 1 и 2 системы СТВС с «мокрыми» градирнями сравниваются с вариантом 2 системы СТВС с «сухими» градирнями (в системе СТВС одного энергоблока АЭС используются две «сухие» градирни), как наиболее экономичным из трех вариантов данной системы СТВС, рассмотренными в разделе 9 настоящей работы, где для варианта 2 системы СТВС с «сухими» градирнями значение снижения ЧДД АЭС по отношению к базовому варианту системы СТВС (с «мокрыми» градирнями), обозначаемое, как ДЧДД2, составляет (- 19520) тыс. EUR/год.

Поскольку ДЧДДб(1,2) и ДЧДД2 имеют отрицательный знак, то система ТВС с «мокрыми» градирнями сохраняет более высокую экономичность по отношению к системе ТВС с сухими градирнями при соблюдении условий:

ДЧДДб1 ? ДЧДД2 ;

ДЧДДб2 ? ДЧДД2 (10.6)

При соблюдении равенства в выражениях (10.6) варианты системы ТВС с «мокрыми» и с «сухими» градирнями будут равноэкономичны.

Более высокой экономичности системы ТВС с «сухими» градирнями отвечают условия:

ДЧДДб1 < ДЧДД2 ;

ДЧДДб2 < ДЧДД2 (10.7)

При рассмотрении варианта 1 (сооружение водовода) можно определить протяженность водовода L0, при которой варианты системы ТВС с «мокрыми» и с «сухими» градирнями окажутся равноэкономичными, то есть выполняется условие:

ДЧДДб1 = ДЧДД2 ,

Или, с учетом формулы 10.4:

- (Е + ауп) * ДКбо * L0 - сэ * Wб * L0 * Дасн / 100 = ДЧДД2 (10.8)

Отсюда получается выражение для расчета значения L0 :

L0 = - ДЧДД2 / [(Е + ауп) * ДКбо + сэ * Wб * Дасн / 100], км (10.9)

При L < L0 более выгодным будет использование на АЭС системы ТВС с «мокрыми» градирнями и водоводом. Если же L > L0 , то экономически оправданным становится использование системы ТВС с «сухими» градирнями. Таким образом, значение L0 представляет собой верхнюю границу зоны экономической эффективности системы ТВС с «мокрыми» градирнями и водоводом подпиточной воды.

Исходные данные, необходимые для проведения сопоставительных технико-экономических расчетов по формулам (10.4), (10.5) и (10.9) (взятые по данным таблиц 7.4и 7.5, а также раздела 9) показаны в таблице 10.1.

Таблица 10.1 - Технико-экономические показатели (на один энергоблок АЭС) по системам подпиточной воды с «мокрыми» градирнями применительно для энергоблоков №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2

Наименование и размерность показателя	Система СТВС с «мокрыми» градирнями при обеспечении необходимого годового объема подпиточной воды:
	водоводом	водохранилищем
1 Годовая выработка электроэнергии энергоблоком (Wб), млн. кВтч/год	9415,1	9415,1
2 Увеличение расхода электроэнергии на собственные нужды энергоблока при сооружении водовода подпиточной воды на один км водовода (Дасн), % от выработки/км	0,085	-
3 Стоимость сооружения одного км водовода (ДКбо), тыс. EUR	6100	-
4 Стоимость сооружения водохранилища (ДКб), тыс. EUR	-	27090
5 Расчетный норматив отчислений от стоимости сооружения объекта (ауп) для оценки условно-постоянной составляющей издержек производства, относимых на рассматриваемый объект (водовод, водохранилище), год-1	0,02	0,02
6 Тариф на электроэнергию, отпускаемую с шин АЭС (сэ), EUR/кВтч	3,01*10-2	3,01*10-2
7 Норма дисконтирования (Е), год-1	0,05	0,05
8 Изменение ЧДД при переходе от базового варианта системы ТВС (с «мокрыми» градирнями) к варианту 2 системы ТВС с «сухими» градирнями (ДЧДД2), тыс. EUR/год	-19520	-19520

Результаты сопоставительных технико-экономических расчетов представлены в таблице 10.2

Таблица 10.2 - Технико-экономическое сопоставление двух вариантов системы ТВС с использованием «мокрых» градирен (необходимый годовой объем подпиточной воды обеспечивается водоводом или водохранилищем) с вариантом использования в системе ТВС одного энергоблока АЭС двух «сухих» градирен на проектируемых энергоблоках №3 и №4 Нововоронежской АЭС-2 (в расчете на один энергоблок)

Наименование и размерность показателя	Система СТВС с «мокрыми» градирнями с обеспечением необходимого годового объема подпиточной воды:
	водоводом	водохранилищем
1 Снижение ЧДД по базовому варианту системы ТВС с «мокрыми» градирнями» при сооружении водовода подпиточной воды (ДЧДДб1), тыс. EUR/год, при протяженности водовода
10 км	-6680	-
20 км	-13360	-
30 км	-20040	-
40 км	-26720	-
50 км	-33400	-
2 Разность снижения ЧДД по базовому варианту системы ТВС с «мокрыми» градирнями» при сооружении водовода подпиточной воды (ДЧДДб1) и снижения ЧДД при переходе от базового варианта с «мокрыми» градирнями к варианту с двумя «сухими» градирнями на энергоблок (ДЧДД2) (при положительной разности более эффективной является система ТВС с «мокрыми» градирнями, при отрицательной - с сухими), тыс. EUR/год, при протяженности водовода
10 км	12840	-
20 км	6160	-
30 км	-520	-
40 км	-7200	-
50 км	-13880	-
3 Предельная протяженность водовода подпиточной воды, при которой сохраняется экономическое преимущество использования системы ТВС с «мокрыми градирнями» по отношению к варианту системы ТВС с двумя сухими градирнями на энергоблок, км	29,2	-
4 Снижение ЧДД по базовому варианту системы ТВС с «мокрыми» градирнями» при сооружении водохранилища подпиточной воды (ДЧДДб2), тыс. EUR/год	-	-1896
5 Разность снижения ЧДД по базовому варианту системы ТВС с «мокрыми» градирнями» при сооружении водохранилища подпиточной воды (ДЧДДб2) и снижения ЧДД при переходе от базового варианта с «мокрыми» к варианту с двумя «сухими» градирнями на энергоблок (ДЧДД2) (при положительной разности более эффективной является система ТВС с «мокрыми» градирнями, при отрицательной - с сухими), тыс. EUR/год,	-	17624

Результаты сопоставительных технико-экономических расчетов позволяют сделать следующие выводы.

Если необходимый годовой объем подпиточной воды системы ТВС энергоблоков №3, 4 Нововоронежской АЭС-2 обеспечивается сооружением водовода от удаленного источника воды, то при протяженности водовода до 29 км использование системы СТВС с «мокрыми» градирнями дает экономический выигрыш по сравнению с использованием системы СТВС с двумя «сухими» градирнями на один энергоблок.

Если протяженность водовода превысит 29 км, то более выгодным оказывается использование системы СТВС с двумя «сухими» градирнями на один энергоблок.

При сооружение водохранилища, как источника подпиточной воды, экономически эффективным является вариант системы СТВС с «мокрыми» градирнями по отношению к варианту использования «сухих» градирен.

Заключение

1 В результате проведенных ТЭИ получены предварительные результаты: