Помощь · Поиск · Пользователи · Календарь
Полная версия этой страницы: Ядерная энергия для отопления
Форум AtomInfo.Ru > Атом > Российский атом
Страницы: 1, 2
Нейтрончик
В последее время часто говорят про использование ядерной энергии для отопления.

Кому может быть нужно такое тепло?
Old Nick
Цитата
В последее время часто говорят про использование ядерной энергии для отопления.


Это как?
Guest
Давайте начнем с реакторов АСТ. Совершенно обычная схема теплоснабжения, только источником тепла выступает ядерный реактор.

Главной проблемой АСТ я вижу необходимость иметь трехконтурную схему. Первый контур проходит через активную зону и сильно загрязнен, второй контур снимает с первого тепло, но находится с ним в контакте и также не может отдаваться потребителю. И собственно третий контур, получающий тепло от второго и идущий в батареи отопления конечных пользователей.
Нейтрончик
Ну, начнем с АСТ.
Первая проблема. А как отнесутся зеленые и прочие серо-буро-малиновые к перспективе иметь АЭС около дома?

А тянуть трубу с водой за тридевять земель не сильно удобно и выгодно.

Может заводик какой рядом строить...
AtomInfo.Ru
Цитата
Ну, начнем с АСТ.
Первая проблема. А как отнесутся зеленые и прочие серо-буро-малиновые к перспективе иметь АЭС около дома?


Кстати, уже отнеслись.
Горьковской АСТ нет. Как корова языком слизнула.
VBVB
А если в перспективном будущем РФ принципиальная возможность реализации проекта АСТ вблизи мегаполисов?
asv363
QUOTE(VBVB @ 14.10.2015, 2:58) *
А если в перспективном будущем РФ принципиальная возможность реализации проекта АСТ вблизи мегаполисов?

Принциального законодательного запрета мне не попадалось. Есть разные варианты теплофикационных схем, включая подогрев на наиболее удалённых котельных. Личное мнение - я не против. У АСТ с топливом, если я не ошибаюсь, было не очень изящно, ибо предполагалось ставить кассеты последних годов выгорания, а это могло сильно ограничивать по запасу реактивности.
Татарин
Цитата(Guest @ 16.4.2007, 14:02) *
Главной проблемой АСТ я вижу необходимость иметь трехконтурную схему.

Как будто на ВВЭР она по факту не трёхконтурная. smile.gif
Kapa6ac
Цитата(Guest @ 16.4.2007, 14:02) *
Давайте начнем с реакторов АСТ. Совершенно обычная схема теплоснабжения, только источником тепла выступает ядерный реактор.

Главной проблемой АСТ я вижу необходимость иметь трехконтурную схему. Первый контур проходит через активную зону и сильно загрязнен, второй контур снимает с первого тепло, но находится с ним в контакте и также не может отдаваться потребителю. И собственно третий контур, получающий тепло от второго и идущий в батареи отопления конечных пользователей.


Осмелюсь поправить.
Третий контур от АСТ идет в бойлерную и, по факту, из бойлерной вода идет в квартиры - это уже 4-ый контур!
VBVB
QUOTE(asv363 @ 14.10.2015, 12:51) *
Принциального законодательного запрета мне не попадалось. Есть разные варианты теплофикационных схем, включая подогрев на наиболее удалённых котельных. Личное мнение - я не против.

Что кажется неясным в экономике АСТ, так это ее работа в холодный и теплый период года.
Т.е. в теплый период года АСТ может обеспечивать большинство потребностей в горячей воде для мегаполиса, а зимой эта потребность в горячей воде для быта и отопления возрастает в разы. Как с этим быть?
В теплый период года АСТ должна выходить на сниженные уровни мощности или вообще на перегрузку топлива?

Кажется мне, что чисто теплофикационный вариант использование ЯЭУ это не совсем оптимальное решение, пригодное лишь для городов за Полярным кругом. Но там у нас нет больших городов.
Можно сопрячь возможности АСТ с опреснением морской или высокоминерализованной воды в летний период. Вон в Крыму проблема с пресной водой явно есть, особенно в прриморских курортных городах.
В таком варианте АСТ в холодный период года будет вырабатывать тепло для обогрева и горячую вода для быта при меньшей доле выработки пресной воды, в теплый период года преимущественная выработка - пресная вода и горячая вода для быта.

Однако в нынешних реалиях ЯЭУ не вырабатывающая электроэнергии - неоптимальное решение.
Три контура теплоносителя в АСТ на основе ВВЭР - явный перебор. Вполне можно было бы для АСТ обойтись кипящим реактором.

Есть даже проект универсального решения проблемы АСТ - вариант АТЭЦ на основе проекта ВК-300 от НИКИЭТ. ВК-300 корпусной кипящий реактор с интегральной компоновкой и естественной циркуляций теплоносителя ориентированный на выработку электроэнергии и бытового тепла. Технология вполне зрелая. Доработать проект АТЭЦ с ВК-300 до выработки пресной воды из морской вполне реально в короткие сроки.
АТЭЦ на основе ВК-300 могла бы быть в двух- или трех-реакторном варианте для разных мест размещения.
Даже есть проект АТЭЦ на меньшем собрате ВК-100.
Kapa6ac
Цитата(asv363 @ 14.10.2015, 11:51) *
Принциального законодательного запрета мне не попадалось. Есть разные варианты теплофикационных схем, включая подогрев на наиболее удалённых котельных. Личное мнение - я не против. У АСТ с топливом, если я не ошибаюсь, было не очень изящно, ибо предполагалось ставить кассеты последних годов выгорания, а это могло сильно ограничивать по запасу реактивности.


А тут уточню, кратко.
Топливо в АСТ - низкообогащенный уран в первых загрузках 1.0, 1.6 и 2.0 обогащения. Твэл РБМК ("толстый") в ТВС из 169 ячеек с чехлом "под ключ" как в ВВЭР-1000. Подпитка свежими ТВС 1.6% и 2.0% обогащением при кампании с тремя перегрузками через 2года
В ТВС по 6 высотно профилированными "серыми" борными СВП и кластер B4C ПС из 18 стержней. На 2 привод вешают по три кластера. В углах активной зоны на приводах по 4 кластера. В активной зоне 121 ТВС.

Теплообменники в корпусе реактора в опускном участке. ГЦН нет, есть ЕЦ. Кипения нет, есть подкипание на выходе из ТВС.
Бором не регулируют - выгорание компенсируют РО СУЗ. В аварийном случае достаточно сбросить все РО СУЗ (121 кластер) или залить бором - две полностью независимые системы для глушения реактора.
Kapa6ac
Цитата(VBVB @ 15.10.2015, 14:32) *
Что кажется неясным в экономике АСТ, так это ее работа в холодный и теплый период года.
Т.е. в теплый период года АСТ может обеспечивать большинство потребностей в горячей воде для мегаполиса, а зимой эта потребность в горячей воде для быта и отопления возрастает в разы. Как с этим быть?
В теплый период года АСТ должна выходить на сниженные уровни мощности или вообще на перегрузку топлива?

Кажется мне, что чисто теплофикационный вариант использование ЯЭУ это не совсем оптимальное решение, пригодное лишь для городов за Полярным кругом. Но там у нас нет больших городов.
Можно сопрячь возможности АСТ с опреснением морской или высокоминерализованной воды в летний период. Вон в Крыму проблема с пресной водой явно есть, особенно в прриморских курортных городах.
В таком варианте АСТ в холодный период года будет вырабатывать тепло для обогрева и горячую вода для быта при меньшей доле выработки пресной воды, в теплый период года преимущественная выработка - пресная вода и горячая вода для быта.

Однако в нынешних реалиях ЯЭУ не вырабатывающая электроэнергии - неоптимальное решение.
Три контура теплоносителя в АСТ на основе ВВЭР - явный перебор. Вполне можно было бы для АСТ обойтись кипящим реактором.

Есть даже проект универсального решения проблемы АСТ - вариант АТЭЦ на основе проекта ВК-300 от НИКИЭТ. ВК-300 корпусной кипящий реактор с интегральной компоновкой и естественной циркуляций теплоносителя ориентированный на выработку электроэнергии и бытового тепла. Технология вполне зрелая. Доработать проект АТЭЦ с ВК-300 до выработки пресной воды из морской вполне реально в короткие сроки.
АТЭЦ на основе ВК-300 могла бы быть в двух- или трех-реакторном варианте для разных мест размещения.
Даже есть проект АТЭЦ на меньшем собрате ВК-100.


Теплоснабжение на основе любых других проектов ЯУ - АТЭЦ, ВК-300, с выработкой электричества - не пройдут по безопасности или экономичности! Безопасность исключает экономичность и наоборот.

Для теплоснабжения ЯУ надо строить на границе городской застройки, чтобы снизить длину трубопровода и потери тепла в трубе - соответственно важнейший критерий - безопасность, достигаемая низкими параметрами ЯУ (давление и температура в активной зоне, запас реактивности на выгорание, отсутствие ГЦН и трубопровода первого контура, отсутствие трубопровод большого диаметра второго контур - исключены аварии по разрыву горячей или холодной нитки 1-го контура, большие течи из активной зоны, аварии с ГЦН и много чего еще).

Если вырабатывать электричество - параметры ЯУ будут значительно выше со всеми возможными авариями, присущими ВВЭР, ЯУ по безопасности придется строить далеко от жилья, соответственно, большие потери тепла в трубе!
VBVB
QUOTE(Kapa6ac @ 15.10.2015, 15:42) *
А тут уточню, кратко.
Топливо в АСТ - низкообогащенный уран в первых загрузках 1.0, 1.6 и 2.0 обогащения. Твэл РБМК ("толстый") в ТВС из 169 ячеек с чехлом "под ключ" как в ВВЭР-1000. Подпитка свежими ТВС 1.6% и 2.0% обогащением при кампании с тремя перегрузками через 2года

Вот если бы сделать проект АТЭЦ на основе корпусного тяжеловодо-водяного реактора типа германского KWU от Сименс, который в Аргентине на Атуче стоит, то прекрасно было бы.

Мощность тепловую взять на уровне 1000 МВт, в электрификационном режиме выдача около 280 МВт, в смешанном - электрическая мощность на уровне 180-200 МВт и тепло бытовое.

Топливо оксидное на основе урана природного и 1% обогащения с топливной кампанией в три-четыре года и заменой трети/четверти а.з. раз в год. Часть зоны можно было бы перевести на питание топливом из смеси слабообогащенного урана и тория.
Выгорание в ОЯТ для такого аппарата такое бы можно было достигать, что его можно было бы на захоронение глубинное отправлять в шахты выработанные.
VBVB
QUOTE(Kapa6ac @ 15.10.2015, 15:56) *
Если вырабатывать электричество - параметры ЯУ будут значительно выше со всеми возможными авариями, присущими ВВЭР, ЯУ по безопасности придется строить далеко от жилья, соответственно, большие потери тепла в трубе!

Чтобы иметь достаточную выработку электроэнергии в АТЭЦ не надо гнаться за высокими параметрами пара. Ну и пусть КПД энерговыработки на уровне 16-20% от пара низких параметров будет.
Для АТЭЦ это вполне приемлемо, учитывая ее основную роль как источника выработки тепла бытового.

Для кипящего реактора в структуре АТЭЦ экономика топливопотребления явно лучше будет, чем для ВВЭРа.
АТЭЦ по привлекательности лучше варианта АСТ.
Kapa6ac
Цитата(VBVB @ 15.10.2015, 15:08) *
Чтобы иметь достаточную выработку электроэнергии в АТЭЦ не надо гнаться за высокими параметрами пара. Ну и пусть КПД энерговыработки на уровне 16-20% от пара низких параметров будет.
Для АТЭЦ это вполне приемлемо, учитывая ее основную роль как источника выработки тепла бытового.

Для кипящего реактора в структуре АТЭЦ экономика топливопотребления явно лучше будет, чем для ВВЭРа.
АТЭЦ по привлекательности лучше варианта АСТ.


Возможно вы и правы. Но что на самом деле лучше, можно решить только посчитав и то и другое
Didro
QUOTE(VBVB @ 15.10.2015, 14:32) *
Есть даже проект универсального решения проблемы АСТ - вариант АТЭЦ на основе проекта ВК-300 от НИКИЭТ. ВК-300 корпусной кипящий реактор с интегральной компоновкой и естественной циркуляций теплоносителя ориентированный на выработку электроэнергии и бытового тепла. Технология вполне зрелая. Доработать проект АТЭЦ с ВК-300 до выработки пресной воды из морской вполне реально в короткие сроки.
АТЭЦ на основе ВК-300 могла бы быть в двух- или трех-реакторном варианте для разных мест размещения.
Даже есть проект АТЭЦ на меньшем собрате ВК-100.


Доллежалевцы делали проект Архангельской АЭТЦ 4*ВК-250/300
Татарин
ИМХО, лучше уж вкладываться в строительство тепловодов на десятки км (от АЭС до крупных городов) и пользовать более дешёвое почти-сбросное тепло АЭС/крупных ГРЭС.
Чем выкидывать деньги на разработку/строительство особых "отопительных" реакторов вблизи городов. Особая безопасность таких реакторов (особенно, водо-водяных) всё равно всегда будет под вопросом, а экономика (с учётом сезонной нагрузки) сомнительной.

...
Вообще, если посмотреть на графики энергопотребления перемещения воды насосом и стоимости трубопроводов, то не выглядит полностью безумным даже такой нетривиальный вариант, как трансфер воды с АЭС и поднятием её температурного потенциала на месте (в городской котельной) тепловым насосом (питаемым с той же АЭС). При этом можно полезно использовать бОльший перепад температур (например, со 110С до 20С), соотвественно - резко поднять энергоёмкость каждого перемещённого килограмма воды (при тех же теплопотерях), снизить требования к стоимости труб и удешевить перекачку.
При сохранении общих стандартов системы отопления/ГВС в городах.

Стоимость теплового киловатта ТН быстро падает с повышением его мощности, так что может выйти приемлимо.
VBVB
QUOTE(Татарин @ 15.10.2015, 18:13) *
Чем выкидывать деньги на разработку/строительство особых "отопительных" реакторов вблизи городов. Особая безопасность таких реакторов (особенно, водо-водяных) всё равно всегда будет под вопросом, а экономика (с учётом сезонной нагрузки) сомнительной.

Безопасность легководников для их размещения вблизи городов в качестве АТЭЦ можно заметно поднять если снизить теплофизические параметры первичного теплоносителя, перейти на использование режима ЕЦ теплоносителя во всех дипазонах мощностей РУ и использовать в качестве оболочек твэлов и материалов ТВС нержавеющеую сталь, а не циркониевые сплавы.

ТВС для большей экономии для АТЭЦ можно разборными сделать многоразового использования с меньщим числом твэлов, а в твэлах использовать тонкие пластинчатые таблетки большего диаметра и с большим внутренним отвестием.
В принципе, для удешевления производства топлива для АТЭЦ, где не требуется сверхвысокое выгорание ОЯТ, а вполне приемлем уровень до 15-18 ГВт*сут/тонну можно использовать не трубчатые твэлы, а витые твэлы с виброзаполнением микропорошковым топливом. Тогда можно часть топлива для АТЭЦ за счет регенерата уранового из перерабатываемого ОЯТ ВВЭРов обеспечить. Да и торий можно будет тогда в упрощенном варианте АТЭЦ в вибротопливе сжигать.
Можно вообще многоразовые твэлы из нержавеющей стали с жидкосолевой топливной композицией для АТЭЦ делать.

Получатся не перфекционистские конструкции ЯЭУ, но более безопасные и менее дорогие в эксплуатации ЯРУ, чем их аналоги в АЭ.
asv363
QUOTE(Kapa6ac @ 15.10.2015, 14:42) *
А тут уточню, кратко.

Спасибо, запамятовал! Посмотрел по справочнику 80-х - всё верно. Я бы добавил, что давление первого контура предполагалось равным давлению третьего контура - 2 МПа. Давление второго контура - 1,2 МПа, что исключало попадание продуктов деления во внешние теплофикационные сети в случае гипотетической аварии.
Didro
QUOTE(Татарин @ 15.10.2015, 17:13) *
ИМХО, лучше уж вкладываться в строительство тепловодов на десятки км (от АЭС до крупных городов) и пользовать более дешёвое почти-сбросное тепло АЭС/крупных ГРЭС.
Чем выкидывать деньги на разработку/строительство особых "отопительных" реакторов вблизи городов. Особая безопасность таких реакторов (особенно, водо-водяных) всё равно всегда будет под вопросом, а экономика (с учётом сезонной нагрузки) сомнительной.


Вы посмотрите на тарифы такого тепла у росатомовской теплокомпашки.
Дешевле газовые котельные повсеместно поставить.
pappadeux

КСтати, были ли проекты растворных реакторов для отопления?
Didro
Нет, солевые саботировал Александров, категорически их ненавидел, у него было помешательство на графитовых канальниках.
Даже БН больше двигал министр энергетики Непорожний, и не будь Александрова, то не РБМК, а мощные БН (1,6-6,5 ГВт, были задумки и о 12 ГВт) сейчас составляли бы основу.
Татарин
Цитата(Didro @ 15.10.2015, 19:43) *
Вы посмотрите на тарифы такого тепла у росатомовской теплокомпашки.
Дешевле газовые котельные повсеместно поставить.

А где посмотреть?
VBVB
QUOTE(Didro @ 15.10.2015, 23:55) *
Нет, солевые саботировал Александров, категорически их ненавидел, у него было помешательство на графитовых канальниках.

Видимо необходимо признать, что игнорирование и не развитие направления жидкосолевых реакторов в СССР было ошибкой.
Жидкосолевики обладают очень хорошими характеристиками в качестве источников промышленного и бытового тепла.

Если бы были опробованные в металле отечественные разработки ЖСР, то можно было бы в принципе задуматься о создании АТЭЦ на основе ЖСР.
ЖСР эпитепловой с тепловой мощностью 600-800 МВт с выработкой до 200-250 МВт электроэнергии и бытового тепла, топливо смешанное уран-ториевое, жидкосолевая среда NaF-KF, вторичный теплоноситель - водяной пар высоких параметров.
Цепочка доставки тепла: АТЭЦ выдает острый пар, на месте бойлерные из пара производят теплую воду в трубы и батареи потребителям.
Didro
QUOTE(Татарин @ 16.10.2015, 1:48) *
А где посмотреть?

Все найдете в инете, если есть время и необходимость.
Например в Красноярске уже настроены решительно.
http://www.press-line.ru/news/2014/12/kray...znogorskuyu-tec
Татарин
Цитата(Didro @ 16.10.2015, 17:11) *
Все найдете в инете, если есть время и необходимость.
Например в Красноярске уже настроены решительно.
http://www.press-line.ru/news/2014/12/kray...znogorskuyu-tec

Ну, это же совершенно другой расклад - там бывший промышленный реактор, который сейчас работает исключительно на тепло. Ессно, его экономика худа.

Я говорю об использовании сбросного тепла АЭС.
Didro
Сбросное тепло никому не нужно, там всего 30С.
Для нагрева воды берется отбор 1,2-2,5 кг, и чем ниже начальные параметры, тем выше его ценность в силу большей недовыработки э.э.
Да и тарифы от АЭС ничуть не ниже упомянутых, от той же НВАЭС более 1 т.р.
Didro
Приказ Управления по государственному регулированию тарифов Воронежской области о тарифах на коммунальные услуги в городском округе город Нововоронеж на 2015год от 18.12.2014г. № 55/11

Тариф на горячую воду (компонент на тепловую энергию, руб. за 1Гкал) с 01.01.2015г. по 31.12.2015г. -1039,54.


Дешевле газовых котельных понаставить.
Татарин
Цитата(Didro @ 17.10.2015, 16:59) *
Приказ Управления по государственному регулированию тарифов Воронежской области о тарифах на коммунальные услуги в городском округе город Нововоронеж на 2015год от 18.12.2014г. № 55/11

Тариф на горячую воду (компонент на тепловую энергию, руб. за 1Гкал) с 01.01.2015г. по 31.12.2015г. -1039,54.
Дешевле газовых котельных понаставить.

Не уверен, что дешевле, но вполне сравнимо выходит, да.
Тогда тут такой вопрос всплывает: насколько эта цена обусловлена себестоимостью, и насколько - состоянием остального рынка? Ну, на пальцах - если все вокруг топятся газом, и у них выходит по рублю за кВт*ч(т), то какой резон атомщикам продавать в разы дешевле?
Очевидно, что отпускные цены подтянутся к рыночным.

100С, конечно, уже не сбросная температура, но уже далеко не та, что выходит из реактора, так что и цена у такого "полусработанного" тепла будет ниже, чем у тепла специализированной атомной грелки, и общий КИУМ системы, с которой лишь зимой отбирается тепло высокого потенциала для теплофикации, много выше. Что тоже польза.


Я вот к чему: может быть, вопрос нужно рассматривать вообще с другой стороны?
Не вкладываться в разработку и строительство специальных атомных грелок, а вкладываться в системы отопления, распределения и транспорта тепла с целью приспособить уже имеющиеся АЭС к теплофикации.
Didro
Тарифы устанавливают от затрат, которые обосновываются.
Для АТЭЦ на базе ВВЭР-1000 были модификации турбин ЛМЗ КТ-1070 и ХТЗ ТК-450/500.
Dozik
QUOTE(Татарин @ 15.10.2015, 18:13) *
ИМХО, лучше уж вкладываться в строительство тепловодов на десятки км (от АЭС до крупных городов) и пользовать более дешёвое почти-сбросное тепло АЭС/крупных ГРЭС.
Чем выкидывать деньги на разработку/строительство особых "отопительных" реакторов вблизи городов. Особая безопасность таких реакторов (особенно, водо-водяных) всё равно всегда будет под вопросом, а экономика (с учётом сезонной нагрузки) сомнительной.

Лет 10 назад, на каком-то совещании или совете достаточно серьезно обсуждались вопросы замены 2-3 тыс. угольных котельных в Питере на несколько подземных (метров 50 глубиной), типа лодочных. Детали уже не вспомню. Но говорилось о периодически обслуживаемых или даже не обслуживаемых. Возможно, НИКИЭТ предлагал.
asv363
QUOTE(Didro @ 17.10.2015, 16:59) *
Приказ Управления по государственному регулированию тарифов Воронежской области о тарифах на коммунальные услуги в городском округе город Нововоронеж на 2015год от 18.12.2014г. № 55/11

Тариф на горячую воду (компонент на тепловую энергию, руб. за 1Гкал) с 01.01.2015г. по 31.12.2015г. -1039,54.
Дешевле газовых котельных понаставить.

К примеру у коллег, тарифы устанавливает КЕВР Республики Болгария. Возьмем город-спутник АЭС (и, возможно какие-то ешё населённые пункты. Тариф составляет 40 (39,95 лева/(МВт*ч)). Чтобы привести к нашим Гкал и рублям, положим цену 36 руб./лев (формально, чуть меньше, даннные на понедельник). Перевод единиц достаточно прост, а именно 1 Гкал ~=1000/859,8 МВт, соответственно умножаем на.

Итого цена составит 40*36*(1000/0,8598)=1440*1,163=1674,8 руб./Гкал в наших ценах. Стоит отметить, что это без учёта колебаний курса, тармф утверждён на этот год. Тариф утверждается для всех потребителей АЕЦ "Козлодуй" ЕАД равным, вне зависимости от размера и количества.

Предельный отпуск с промплощадки - 82 020 МВт (тепл.).
Didro
Шановни грамодяни...
biggrin.gif




QUOTE
ПРОЕКТ ЗАЭС — ПРАВОБЕРЕЖНОЕ ЗАПОРОЖЬЕ

В 2006 г. в Украине было проведено предпроектное технико-экономическое обоснование теплоснабжения правобережной части Запорожья (население 265 тыс. человек) от ЗАЭС через Днепр (расстояние трубопровода — около 55 км). По оценкам проектировщиков, ориентировочные сроки строительства инфраструктуры такого магистрального комплекса составляют 1—1,5 года (в зависимости от наличия средств). Также предлагалось к этой сети добавить еще два города — Никополь и Марганец (то есть суммарно еще 170 тыс. человек).

Вскоре целесообразность и эффективность строительства магистрали подтвердили эксперты межведомственной группы тогдашнего Министерства жилищно-коммунального хозяйства.

В ТЭО отмечалось, что проект даст возможность перейти на более дешевый, чем природный газ, источник тепловой энергии. Это ежегодная экономия на закупке 300—320 млн кубических метров газа, которые используют запорожские коммунальные теплогенерирующие предприятия. Еще одно из преимуществ проекта — возможность сдерживать рост тарифов на тепло для потребителей. Что касается действующих котельных, то предложений было несколько: полностью прекратить эксплуатацию или же законсервировать, чтобы они оставались в структуре теплоснабжения и в случае необходимости была возобновлена их работа.

После подготовки ТЭО (в 2007 г.) стоимость внедрения проекта оценивалась в $325,406 млн. Срок окупаемости варьировался в пределах четырех-шести лет в зависимости от стоимости газа. Два с лишним года назад, когда в последний раз говорили о проекте, Европейский банк реконструкции и развития выражал готовность предоставить целевой кредит, но до реализации замыслов дело не дошло. Кстати, именно ЕБРР профинансировал подготовку предварительного технико-экономического обоснования.

ЭКОНОМИЧЕСКИЙ ЭФФЕКТ

Общая экономия на закупке газа на примере правобережья Запорожья может составлять 800 млн гривен (при условии срока окупаемости 6,3 года), а при условии полной цены на газ, которую платит государство (7,180 грн за куб. м газа) экономия может достичь 2 млрд грн.

Кроме того, стоит учесть определенную взаимозависимость. Увеличением объема продажи побочной или «сторонней» продукции электростанций мы снизим себестоимость основной продукции, то есть электрики. В этом контексте можно говорить об уменьшении на 10—20% стоимости электроэнергии, которую производит ЗАЭС.
Татарин
Цитата(Didro @ 17.11.2015, 14:10) *
Шановни грамодяни...
biggrin.gif

А чего смешного-то?
На самом деле - логично и более, чем правильно.

2ГВт тепла типового блока, если их подтащить в пригодном для использования виде, - это почти на миллионный город хватит. Потребности Питера в отоплении и ГВС покрывались бы ЛАЭС-2 на добрую треть, если б этим всерьёз занялись. Заодно - поднялась бы экология, и снизилось бы тепловое загрязнение (в Питере лишняя влажность из градирен атмосферу не улучшает). Экономику блока заодно бы подняли.

Жалко только, что так и останется мечтами.
Didro
2 ГВт не получится, максимум 1,5.
При этом минус 300 МВт электрики, и увеличение ее расхода на вспомогательное оборудование и прокачку.
Т.е. с блок 1 ГВт превращается в блок 550 МВт.
В градирни все равно пойдет продувочный минимум с примерно 800 МВт.

Где экономика?
Vaklin Hristov
QUOTE(Didro @ 18.11.2015, 19:34) *
При этом минус 300 МВт электрики, и увеличение ее расхода на вспомогательное оборудование и прокачку.

Еще раз эти 300, но с подробностями, пожалуйста.

ВВЭР-1000 потребляет ровно 40 МВт. До драки доходил спор, а даже и до увольнения wink.gif
Vaklin Hristov
QUOTE(asv363 @ 21.10.2015, 15:15) *
Предельный отпуск с промплощадки - 82 020 МВт (тепл.).

При максимальной подачи тепла, теряется в виде электричества 8 МВт. В пересчете около 20 МВт тепла. Отпускная цена более чем конкурентная.
Didro
QUOTE(Vaklin Hristov @ 18.11.2015, 21:15) *
Еще раз эти 300, но с подробностями, пожалуйста.

ВВЭР-1000 потребляет ровно 40 МВт. До драки доходил спор, а даже и до увольнения wink.gif


Тут как смотреть, к 40 МВт прибавьте потери ОРУ, и практически удвоите цифру.

КТ-1070-60/1500.
Тепловая мощность 3200, электрическая 1070, 848 МВт при отборе на теплофикацию 1400 МВт, режим теплосетей 160/70С.
Vaklin Hristov
С потерями на ОРУ мощно загнули! Там потерь практически нет. Одни провода. Что там терять?
Didro
QUOTE(Vaklin Hristov @ 18.11.2015, 22:41) *
С потерями на ОРУ мощно загнули! Там потерь практически нет. Одни провода. Что там терять?


Генераторы 1 ГВт на 20 кВ, сеть на 750 кВ.
Что там терять?
Vaklin Hristov
Блочные трансформаторы никак не ОРУ. 40 МВт, это разница между 24 и 400 КВ. Поверьте на мое слово. Экспертнее точно некуда... wink.gif

Вообще 1020 на 976 так прибилось в мозгах, что уже некуда. Хоть там, по стечению обстоятельств, систему сняли и монитор убрали. Споры 976 или 980, как уже сказал, до увольнения доходили.

Еще там под 15 на насосы с Дуная... И все. Остальное чистейшая прибыль.
Vaklin Hristov
Уточнение. 40 МВт не потери, а собственные нужды энергоблока.
Didro
Vaklin Hristov
40 МВт тратится на насосы и прочее.
Хотите сказать что потери в блочных трансформаторах входят в 40 МВт?
Приведите раскладку баланса, мне более чем интересно стало, может мои сведения устарели.
Татарин
Цитата(Didro @ 18.11.2015, 20:34) *
2 ГВт не получится, максимум 1,5.
При этом минус 300 МВт электрики, и увеличение ее расхода на вспомогательное оборудование и прокачку.
Т.е. с блок 1 ГВт превращается в блок 550 МВт.
В градирни все равно пойдет продувочный минимум с примерно 800 МВт.

Где экономика?

Непонятно.

Тепловая мощность - электрическая брутто = мощность сбросного тепла с точностью до потерь.
Почему 1.5ГВт, если электрическая - ~1200, а тепловая ~3200? Полгигаватта тепла затерять - это... для такого здоровенные градирни строят.

Почему "минус 300МВт"?

А экономика простая: цена тепла для потребителя - полтора рубля за кВт*ч, сравнимо с отпускной электричества в сеть. 2ГВт - это три миллиона рублей в час, 10-12 миллиардов рублей за отопительный сезон.
Как, есть экономический смысл?
Didro
Ниже было уже подробнее обо всем.
Вам я уже не раз подсказывал - не несите бред про сбросное тепло и т.п., 160С в градирни не бросают.
Didro
QUOTE(Vaklin Hristov @ 18.11.2015, 21:15) *
ВВЭР-1000 потребляет ровно 40 МВт. До драки доходил спор, а даже и до увольнения wink.gif


Расход на собственные нужды ВВЭР-1200 - 7,15% при КИУМ-90%.
http://www.atomeks.ru/mediafiles/u/files/M...nufrienkoSV.pdf
Didro
QUOTE(Vaklin Hristov @ 19.11.2015, 0:07) *
Еще там под 15 на насосы с Дуная... И все. Остальное чистейшая прибыль.


QUOTE
Козлодуйская АЭС
Собственные нужд V и VI блоков в исключительно высоко степени зависят от уровня нагрузки и колеблются между 4,5% и 11%.

С времен энергопуска и до настоящего момента эти блоки практически работал с полной нагрузкой незначительно время. По этой причине и суммарные собственные нужды значительно превышают проектные показатели.

За последние несколько лет расход электроэнергии на собственные нужды, выраженный в % от электропроизводства, значительно возрос из-за наложенных диспетчерских ограничений.

В режиме работы 50% номинальной мощности собственные нужды этих блоков, выраженные в %, вырастают больше, чем в два раза.

Vaklin Hristov
Последнюю цитату точно непонятно откуда взяли. Блоки работали на 100% практически все время. Одно лето работали на 50%, но будем надеяться, что с этим экспериментом закончили.

КИУМ никак не расход на электричества на СН. Там есть еще 50 дней на ПГР, когда расход примерно 3-4 МВт. Есть еще операции по расхолаживанию сутки или две с расходом 40 МВт и производством ноль. Есть еще пару суток перед пуском с подобным расходом.

И на ваш конкретный вопрос. В штатном режиме блок производит на 40 мегаватт больше чем отдает в сети. Это со всеми потерями в трансформаторах и т.д.
Didro
Все из отчета, и последняя фраза тоже.
Я убрал лишь начало, где о первых 4 блоках.
Собственные нужды напрямую зависят от КИУМ - в натуре они почти не меняются, а в удельном плане обратно пропорциональны.

Мой вопрос Вы пока оставили без ответа - интересно посмотреть баланс по частям, сколько на чего идет.
У меня есть, но там поболее 40 МВт, отсюда и любопытство.
Vaklin Hristov
КИУМ и СН связаны только при подсчете эффективнсти.
Видимо не понял Ваш вопрос. Пробую еще раз.
У нас так. До блочных трансформаторов мощность Х. После них Х - 40 МВт. Практически 40 неизменные и не зависят от нагрузки энергоблока.

Водоснабжение потребляет примерно 15 МВт за два блока.

И того - 95 МВт на два тысячника. С одного отпуск на теплоснабжение в среднем 9 МВт.
Русская версия IP.Board © 2001-2021 IPS, Inc.