Атомная станция для чего нужна: Как работает атомная станция? — Атомэнергомаш

В регионе планируют открыть крупное производство

На минувшей неделе в Чите прошла конференция «Формирование плана развития Читы», в рамках которого было высказано предложение построить в городе атомную электростанцию. Зачем городу нужна эта станция и как к этому отнеслись горожане — сообщает Vostok.Today. 

По итогам конференции была принята резолюция с рекомендацией компании «Стрелка», которая и разрабатывает проект развития Читы. В документе указано, что России нужен титан для развития авиации и космической отрасли. А в Забайкалье как раз в Кручининском апатитомагнетитовом месторождении руды залегают близко к поверхности, к тому же концентрация нужны металлов в них довольно высока.  

Чтобы освоить это месторождение и в будущем развить не только добывающее, но еще и обогатительное и прокатное производства изделий из титана и стали, нужно построить источник дешевой энергии. Нужное количество, как посчитали участники конференции, может стать атомная электростанция.

Ранее мы писали: Трёхсторонее соглашение закрепило строительство уранового рудника №6 в Краснокаменске

Естественно, саму Читу тоже планируют перевести на этот вид энергии — теплоснабжение будет зависеть от АЭС.  

Помимо строительства АЭС и освоения месторождения, также обсуждался вопрос о строительства аффинажного, рельсопрокатного и углехимического предприятий. Об этом рассказал первый заместитель мэра Читы Андрей Гренишин.  

Кроме того, в резолюцию внесено предложение о строительстве двух швейных фабрик, комбинат питания для школ и медучреждений, логистические, технологические центры, туристические комплексы. 

Фото: пресс-служба корпорации «Росатом»

Гренишин отметил, что цель конференции — внести максимальное количество предложений, с которыми потом будут работать специалисты. Они определят, что нужно городу в первую очередь и что будет действительно воплощено в жизнь.  

Впрочем, забайкальцы идею с атомной электростанцией не оценили.  

«И так-то доброго ничего, уделанная экология, будет пустыня вовсе. Однако валить надо из Забайкальского края», — заявил один из горожан в сети.

Между тем, еще в 2007 году глава Федерального агентства по атомной энергии Сергей Кириенко говорил о том, что планы на строительство атомной станции тогда еще в Читинской области не будут рассматриваться вплоть до 2020 года. По его словам, генеральная схема размещения АЭС предусматривает строительство атомной станции в Сибири, в Северске, где расположен Сибирский химический комбинат.  

И, сейчас в России корпорация «Росатом» возводит несколько новых атомных электростанций. Например, сейчас строится Курская АЭС-2, которая должна заменить АЭС-1, на которой начали выходить из эксплуатации блоки. В Томской области, как и планировалось, возводят атомную станцию БРЕСТ-ОД-300.  

Примечательно, что сейчас доля атомных электростанций от выработки электроэнергии в России составляет 19,66%. В 2020 году этот показатель находился на уровне 20,28%. 

Кроме того, 35 атомных электростанций корпорация «Росатом» строит за рубежом. Они расположены в Беларуси, Китае, Индии, Финляндии, Египте, Турции, Бангладеше и Венгрии. Проекты находятся на разных стадиях реализации. 

Понравилась новость? Поделись с друзьями

Атомные станции для Газпрома / Хабр

В Коммерсанте недавно вышла заметка о том, что в Росатоме прорабатывают предложение для Газпрома о переводе части системы транспортировки газа с газовых турбин на электроприводы. Для их снабжения может потребоваться строительство АЭС в Западной Сибири. Перевод транспортировки с газа на электричество должен снизить углеродный след экспорта газа на фоне ужесточения подходов ЕС к его регулированию.

Я решил немного углубиться в вопрос и попробовать понять где и какие АЭС могут появиться. Скажу сразу, что пока никаких деталей ни от Росатома ни от Газпрома нет, так что все это лишь мои рассуждения и прикидки. В прошлой статье о планах строительства новых АЭС в России я писал, что планы планами, но жизнь всегда подкидывает сюрпризы. Не думал, что они появятся так быстро. Но тем интереснее.

Дисклеймер

Как обычно я записал видеоверсию этой статьи для своего youtube-канала, не забудьте на него подписаться. Там еще много всего на атомную тематику. А желающие могут и поддержать мои публикации на Patreon.

Газопроводы и их энергозатраты

Давайте сначала посмотрим что из себя представляет транспортировка газа, которую хотят частично «озеленить». Общая протяженность магистральной газотранспортной системы Газпрома на территории России составляет 176,8 тыс. км и по заявлениям компании – она сама большая в мире. В транспортировке газа используются 254 компрессорные станции с общей мощностью газоперекачивающих агрегатов 46,8 тыс. МВт.

На минуточку – это в полтора раза больше установленной мощности всех АЭС России! Так что на самом деле о переводе всей газотранспортной системы на электричество пока говорить рано, это просто нереально даже в среднесрочной перспективе.

Магистральные газопороводы Газпрома и основные экспортные коридоры в европейской части страны

Это, кстати, хорошо показывает, что электричество – далеко не самая популярная форма потребления энергии. Его доля в мире растет, но до сих пор гораздо больше первичной энергии человечество в целом и в России в частности потребляет в виде тепла для промышленности и отопления, а также в виде топлива для транспорта. В том числе и для трубопроводного транспорта, к которому и относится российская сеть газо- и нефтепроводов.

Зачем нужна вся эта газотранспортная система? Все это нужно чтобы перекачивать более 600 млрд м3 газа в год (625 млрд по данным на 2020 г). Причем только 450 млрд. м3 из них добыл сам Газпром. Остальной газ добывает пара десятков компаний поменьше, которым Газпром оказывает услуги по транспортировке их газа как собственник трубопроводов.  

Движение газа на этих трубопроводах обеспечивают газоперекачивающие агрегаты (компрессоры) на компрессорных станциях, которые в основном работают от газовых турбин мощностью на валу по 16, 25 и даже 52 МВт. Это удобно, поскольку топливо для них берется прямо из трубы, что дает энергонезависимость этих станций. А это очень актуально для районов крайнего севера, откуда эти газопроводы и тянутся на тысячи километров по тундрам и вечной мерзлоте. Для Европейской части России проблема автономности не так актуальна, но все равно газоперекачивающие станции делают такими же.

Самая северная в мире компрессорная станция «Байдарацкая». Общая мощность газоперекачивающих агрегатов 192 МВт

Вот только есть две проблемы. Во-первых, сжигание газа дает углеродный след , о чем сейчас и забеспокоились с учетом перспектив углеродных налогов со стороны Европы для экспортных поставок. Суммарные годовые выбросы всего Газпрома по данным его экологического отчета около 100 млн.т. экв СО2. Примерно столько помогают сокращать все российские АЭС, но вот газовая отрасль их возвращает.

А во-вторых, идет расход все того же газа – до 5-6% от прокачиваемого. Суммарно на собственные нужны у Газпрома в 2020 году ушло около 32 млрд. м3 газа. Это половина того что экспортируется по Северному потоку в Европу. Собственные нужды включают не только компрессоры, но и другое вспомогательное оборудование, но прокачка – основной энергозатратный процесс, на него уходит более 70% ресурсов.

Суммарная добыча газа в России около 700 млрд м3 в год. Экспорт в Западную Европу в 2020 году составил около 135 млрд м3. Именно его, судя по заметке Коммерсанта, и планируют частично «озеленять».

Всего в Западную Европу газ экспортируется по нескольких маршрутам и газопроводам, в основном через Украину, Белоруссию, а так же напрямую из России в Западную Европу по дну Балтийского моря через газопровод «Северный поток». Последний имеет проектную мощность в 55 млрд м3 в год, но в последние годы он отправляет в Европу по 59 млрд м3 год. Т.е. почти половина всего западноевропейского экспорта идет этим путем. Сейчас уже построен аналогичный по мощности «Северный поток 2», но его запуск подвис на этапе сертификации из-за политических сложностей.

Газопровод «Северный поток»

Так или иначе экспортные ветки магистральных трубопроводов берут свое начало на крупных месторождениях Западной Сибири, а конкретно в Ямало-Ненецком автономном округе (ЯНАО), где добывается более 80% российского газа. В среднем, газ от месторождений до потребителей идет около 4000-5000 км, и этот путь занимает у него порядка недели.

Основные месторождения газа, разрабатываемые Газпромом в ЯНАО, можно разделить на два участка. Первый в Надым-Пур-Тазовском регионе, где находятся крупнейшие и давно разрабатываемые месторождения. Второй – это перспективный район полуострова Ямал, где сейчас активно разрабатывается крупное месторождение Бованенковское с добычей порядка 100 млрд м3 /год, т.е. четверть всей добычи Газпром. А на подходе и другие месторождения. И именно на Ямал будет смещаться основной прирост добычи российского газа.

В заметке Коммерсанта идет речь об озеленении «северного коридора» поставок, т.е. маршрута магистральных газопроводов, идущих именно с Ямала в сторону Европейской части России и Европы через Балтику. Давайте посмотрим на этот путь поближе.

Северный коридор поставок газа в Европу

Северный коридор – это самый короткий пусть русского газа в Западную Европу. Он имеет дину около 4000 км, и это почти на 2000 км короче пути через Украину. По заявлениям главы Газпрома Миллера, северный коридор уже имеет более низкий углеродный след, в 5,6 раза меньший, чем украинский маршрут. Это достигнуто за счет применения более современных технологий: применения более высокого давления, более мощных и производительных компрессоров, меньшего количества компрессорных станций и т.д.

Впрочем, согласно публикациям самих специалистов Газпрома, удельные показатели выбросов разных экспортных коридоров на самом деле отличаются не так уж сильно:

Северный газотранспортный коридор состоит из нескольких участков, начиная с месторождений Ямала и до Германии:

• Бованенково-Ухта и Бованенково-Ухта-2. Две ветки с месторождений Ямала до Ухты протяженностью 1200 км каждая и общей пропускной способностью в 115 млрд м3/год. Это новые и самые современные газопроводы диаметром 1420 мм и давлением 120 атмосфер, построенные синхронно под запуск Северного потока. Первый к 2012 г, второй к 2017-му. Суммарная мощность 9 двухцеховых компрессорных станций для обеих веток – 1938 МВт, и еще 67 газовых электростанций собственных нужд по 1,5 МВт каждая.

• Ухта-Грязовец. Это часть газопроводов Ухта-Торжок и Ухта-Торжок II протяженностью 970 км. Имеет 7 компрессорных станций общей мощностью по 625 МВт на каждую ветку. Пропускная способность двух веток по 45 млрд м3/год каждая.

• Грязовец-Выборг. Протяженность 900 км. Имеет 6 компрессорных станций общей мощностью более 950 МВт. Включая КС «Портовая».

• Собственно «Северный поток». 1200 км от Выборга до немецкого Грайфсвальда по дну Балтийского моря и еще немного по территории Германии. Мощность двух веток – 55 млрд м3/год. Что характерно — на этом участке нет компрессорных станций. Газ один раз дожимается на КС «Портовая» до 220 атмосфер и дальше идет до Германии все 1200 км. Чтобы так «дунуть» нужна огромная энергия, так что КС «Портовая» – самая мощная в России, имеет мощность 366 МВт.

Итого общий самый короткий трубопроводный путь экспортного газа в Германию от Бованенково до Грайфсвальда идет более 4000 км и требует около 2,5 ГВт мощностей для прокачки около 60 млрд. м3 газа в год. Это очень грубая оценка энергозатрат с учетом того, что часть веток работает не только на Северный поток.

Если говорить об «озеленении» этого экспортного коридора путем перевода компрессоров на электроприводы, запитанные от АЭС, то эта АЭС вполне тянет на крупную двухблочную АЭС с парой ВВЭР-1200, как нынешняя Ленинградская АЭС-2.

Однако понятно, что нельзя запитать пару десятков компрессорных станций, разбросанных на 3000 км, от одной станции. Потери на передачу энергии будут огромные, да так задача наверняка и не стоит. В западных районах трассы, в Ленинградской области уж точно, ничто уже сейчас не мешает перевести компрессоры на электротягу и запитать их от сети. В единой энергосети вопрос поставки нужного низкоуглеродного электричества вполне можно решить путем прямых договоров с Росэнергоатомом или любым другим поставщиком низкоуглеродной электроэнергии. В Северо-Западном регионе России доля атомной энергетики самая большая в стране, под 40%, что вдвое выше чем по стране в среднем.

Газпром и сам является крупным игроком на рынке электроэнергетики России. Совокупная мощность принадлежащих ему электростанций около 39 ГВт, что больше мощности всех АЭС России. В основном у Газпрома, конечно, газовые станции. Но как раз в Северо-Западном регионе (Карелия, Ленинградская и Мурманская области) Газпрому принадлежит около 40 гидростанций суммарной мощностью около 3 ГВт. Так что частично Газпром может «озеленить» свой экспорт за счет собственных чистых энергоисточников, за счет прямых договоров покупки электроэнергии или покупки зеленых сертификатов. У Газпрома также есть немного ветряков и солнечных электростанций, но их мощности незначительны.

В заметке Коммерсанта говорится об АЭС в Западной Сибири, так что скорее всего между Газпромом и Росатомом прорабатывается вариант «озеленения» восточной части северного коридора – участков газопровода, приближенных к месторождениям и удаленных от единой энергосистемы.

Так что скорее всего речь идет о ближайшем к Ямалу участке магистрального газопровода Бованенково-Ухта, где сейчас работают две ветки суммарной мощностью 115 млрд м3/год, а в ближайших планах строительство третьей еще на 69 млрд м3/год. И тут уже есть смысл в физическом строительстве новых электростанций, поскольку в этом регионе низкоуглеродных источников практически нет. Давайте детальнее посмотрим на энергетику Ямала.

Энергетика Ямало-Ненецкого автономного округа

Всего в Ямало-Ненецком автономном округе имеется 93 электростанции общей мощностью 2357 МВт. При этом лишь 12 электростанций мощностью 1033 МВт подключены к единой энергосистеме России.

Около 750 МВт электрогенерирующих мощностей в регионе – это автономные источники предприятий, как раз в основном для газо- и нефтедобычи. Половина из них принадлежит дочерним структурам Газпрома (см табл 11 по ссылке).

При этом на полмиллиона населения ЯНАО приходится лишь 5% потребления всей электроэнергии региона. Немногим меньше просто теряется в сетях при ее передаче (см табл 3 по ссылке).

Полуостров Ямал вообще не соединен с единой энергосистемой. Крупнейшая из изолированных электростанций ЯНАО находится как раз на нем – это газовая теплоэлектростанция проекта Ямал СПГ в поселке Сабетта мощностью 376 МВт. Именно тут находится крупнейший в России завод по сжижению природного газа. И именно сжиженный газ из Сабетты сейчас является основным грузом на северном морском пути. Его помогают вывозить наши атомные ледоколы, так что это тоже в некотором роде важная область взаимодействия атомной и газовой промышленности России. Этот СПГ тоже, кстати, идет на экспорт, так что гипотетически если запитать этот завод от небольшой атомной станции то можно было бы снизить углеродный след и этого СПГ. Но сейчас не будем об этом. Проект Ямал СПГ – это проект компании Новатек. А мы давайте вернемся к Газпрому, который в отличие от Новатека обсуждает возможность строительства АЭС для своих нужд.

Газовоз «Кристоф де Маржери» и ледокол «50 лет Победы»

Мощность автономных газовых источников электроэнергии Газпрома на Ямале, в районе Бованенково, всего около 90 МВт. Но надо помнить, что основные мощности по транспортировке газа работают автономно на газу, а не на электричестве, и мощность их агрегатов в разы больше мощности имеющихся электростанций региона.

Например, две первые компрессорные станции ветки Бованенково-Ухта на территории ЯНАО, отправляющие газ по северному коридору, имеют суммарную мощность газоперекачивающих агрегатов более 440 МВт. Это КС Байдарацкая (192 МВт) и КС Ярынская (250 МВт). И это не считая дожимных станций в 160 МВт на самом месторождении. Если говорить про десяток КС в Надым-Пур-Тазовском регионе, то их суммарная мощность измеряется уже гигаваттами, что больше мощностей всей электроэнергетики ЯНАО.

Атомные альтернативы

Так что в целом потенциал мощностей для перевода газовых компрессоров на электроприводы в регионе огромный. Если говорить о его атомном замещении, то речь может идти о нескольких крупных гигаваттных АЭС. Однако их строительство в ЯНАО все же маловероятно в силу сложности реализации таких проектов за полярным кругом, высокой концентрации энергоисточника, удаленности и рассредоточенности потребителей.

Да и крупная АЭС рассчитана на длительную эксплуатацию, на 60-80 лет. А что будет с экспортом российского газа в Европу с учетом мировой конъюнктуры из этого региона через несколько десятков лет сказать сложно. Тем более сложно сказать как сложатся отношения в области расчета углеродных налогов, ради которых вроде как все сейчас и затевается. Тут нужно какое-то более гибкое решение.

На мой взгляд, по мощностям, мобильности, удобству строительства, эксплуатации и вывода из эксплуатации, гораздо более вероятно появление в качестве атомного источника в этом регионе одной или нескольких малых плавучих АЭС. Для отдельных мощных компрессорных станций. Их мощности как раз сопоставимы – 200-300 МВт.

Как раз одну такую плавучую АЭС сейчас собираются строить на Чукотке для снабжения Баимского золотомедного месторождения. В составе этой АЭС будут работать три модернизированных плавучих энергоблока с двумя реакторами РИТМ-200 на каждом, суммарной мощностью чуть более 300 МВт. И еще один такой же блок на 100 МВт будет в резерве для замены других во время ремонтов и обслуживания. Протяженность линий электропередач от АЭС до месторождения будет около 400 км. Так что радиус на самом деле приличный.

Одним из таких мест расположения АЭС в регионе ЯНАО, на мой взгляд, могла бы быть Байдарацкая губа у западного побережья полуострова Ямал. Как раз на ее берегах, на расстоянии 60 км друг от друга, расположены две первые компрессорные станции газопровода Бованенково-Ухта – КС Байдарацкая и КС Ярынская.

Именно этот участок газопровода еще относится к Западной Сибири, и на этих компрессорных станциях стоят агрегаты мощностью 25 МВт, о чем упоминается в статье Коммерсанта. Хотя, конечно, это просто моя гипотеза, вполне возможно, что Газпром и Росатом рассматривают другие места и варианты.

А что это даст?

Давайте посчитаем что может дать одна такая малая АЭС мощностью около 300 МВт при переводе традиционных газоперекачивающих агрегатов с газа на электропривод такой же суммарной мощности. Предположим, что и атомная и газовая станция работают с одинаковым КИУМ около 80% и условно приравняем газовый компрессор по КПД к газовой турбине (это не совсем верно, но для грубых расчетов пусть будет так). Тогда обе станции за год будут вырабатывать около 2,1 млрд. кВтч электроэнергии.

Сокращение выбросов

По данным IPCC 2014, выбросы углекислого газа АЭС на производство 1 кВтч – около 12 г, а газовой станции – 490 г/кВт*ч. Это дает годовые выбросы 300 МВт-ной АЭС в размере 25 тыс.т CO2, а у газовой станции – 1 млн т СО2. Грубо получается, что АЭС мощностью 300 МВт экономит около миллиона тонн выбросов СО2 в год.

Экономия газа

Можно посчитать двумя способами. Если сделать расчет для парогазовой установки, то можно учесть что для выработки 1 кВтч ПГУ нужно около 0,24-0,29 м3 газа. 2,1 млрд кВтч в год дадут расход около 500-600 млн м3 в год.

Если считать для газоперекачивающих агрегатов, то можно взять характеристики типичного газо-перекачивающего агрегата на 25 МВт, который расходует около 4,5 т газа в час. Это 1577 т/МВт в год. Для 300 МВт, работающих с КИУМ 80%, в год это будет 300*0,8*1577=380 тыс.т. Или те же около 500-600 млн м3 при плотности газа 0,6-0,8 кг/м3.

Итого получается, что замена газовых компрессоров мощностью около 300 МВт на электрический привод с питанием от малой АЭС сократит выбросы на миллион тонн СО2 в год и сэкономит около 500 млн м3 газа в год.

В деньгах эти полмиллиона м3 газа будут стоить чуть более 2 млрд. р. по внутренним ценам (ок 4,1 р/м3 в среднем за 2020 г), до минимум $140 млн. (10,5 млрд р) при средней экспортной цене газа Газпрома в 2021 году в $280 за тысячу кубов. Однако эти цены мало о чем говорят, поскольку этот дополнительный объем все равно вряд ли удастся продать. Объем продаж ограничен не столько добычей, сколько спросом.

Углеродный налог экспорта

Правила учета так называемых углеродных налогов для поставок газа в Европу пока не сформированы, как и подобная же система у нас внутри страны. Поэтому пока невозможно посчитать во сколько Газпрому будет обходиться тот или иной уровень углеродного следа.

Но для интереса пока можно грубо прикинуть стоимость такого углеродного налога с оглядкой на европейскую биржу выбросов EU ETS. Стоимость выбросов за прошлый год там выросла втрое и сейчас уже подбирается к уровню 100 евро за тонну эквивалента СО2. Можно сделать расчеты с ориентиром на эту величину.

Ранее мы прикидывали, что для транспортировки около 60 млрд м3 газа от Бованенково до Германии по Северному потоку нужно около 2,5 ГВт перекачивающих мощностей. Т.е. это около 8 условных компрессорных станций по 300 МВт. Каждая из них сейчас сжигает по 0,5 млрд м3 газа в год, а суммарно 3,5 млрд м3.

При этом эти станции выбрасывают 8 млн.т. СО2. При налоге в 100 евро за тонну СО2, это 800 млн. евро налога в год. Это прибавка к цене (или снижение маржи) примерно в 15 долларов за 1000 м3. Не так страшно при цене газа в несколько сотен долларов за тысячу кубов. Но налог может и вырасти, а почти миллиард долларов лишним тоже не бывает. К тому же конкуренция за более чистый газ в Европе будет расти.

Перевод каждой станции на атомную позволит сэкономить на налоге около 100 млн. евро в год (8,5 млрд р) + потенциальные несколько млрд р. экономии на газе.

Если брать экономическую схему проекта АЭС, аналогичную Баимскому ГОКу, то там схема такая. Росатом строит за свой счет 4 блока АЭС за 190 млрд р. Это 3 рабочих блока + 1 блок сменный, на время ремонтов и обслуживания остальных. Эти блоки остаются в собственности дочерней структуры Росатома – Атомфлота, который их и эксплуатирует. Баимский ГОК заключает контракт на покупку электроэнергии по 6 р за кВтч (с индексацией по инфляции в будущем) на срок 40 лет.

Для Росатома экономика строительства и эксплуатации АЭС при этом более-менее сходится. Не говоря о том, что он получает новый серийный продукт в виде ПАТЭС с реакторами РИТМ-200. Баимскому ГОКу это тоже выгодно, поскольку это гарантированная и относительно небольшая для того региона цена на много лет вперед, не зависящая от колебаний цен на газ и другое топливо.

Если посчитать по тем же ценам на электроэнергию предложение для Газпрома, т.е. по 6 р за кВтч, то он будет тратить в год около 12 млрд р. При таком раскладе это дороже, чем платить углеродный налог (8,5 млрд р), и даже экономию газа не отбивает (еще 2 млрд р/год). Однако ценовые параметры могут быть и иными. Например, налог может в будущем вырасти, как он уже вырос втрое за прошлый год. А цена электроэнергии для Газпрома может быть меньше за счет того, что проект АЭС уже серийный, да и сменный блок тоже может уже использоваться совместно с другими проектами. Еще один важный нюанс в том, что налог уйдет за границу, а в случае АЭС эти деньги останутся в стране. Для проекта между двумя государственными компаниями это может быть важным аргументом.

Так что посмотрим что Росатом с Газпромом в итоге надумают и насчитают и о чем договорятся.

Выводы

В целом, конечно, идея интересная. Мне, как человеку, интересующемуся атомной энергетикой, нравится сама мысль новых вариантов ее применений. И мысль о том, что она может частично заменить углеводороды и способствовать снижению выбросов мне нравится.

Хотя тут, как и в вопросе использования нашего атомного ледокольного флота, по сути атомные технологии помогают использовать углеводороды, помогают их транспортировать от мест добычи к местам потребления. Это хорошо для экономики, но не очень хорошо в плане выбросов.

Но с другой стороны, природный газ – это все же самый чистый вид ископаемого топлива. И если он будет шире использоваться для отказа от угля или других углеводородов – то это хорошо. А если при этом доходы от экспорта углеводородов будут идти на улучшение качества жизни наших граждан – будет еще лучше. Но это совсем другая история.

В плане сокращения выбросов, экономии природного газа и развития собственных технологий проект строительства АЭС несомненно выгоден. С экономической точки зрения надо точнее считать конкретный проект. Я сделал лишь очень грубые расчеты для одного из вариантов, который наверняка не учитывает массу нюансов. Не говоря уже о том, что в реальности речь может идти совсем о другой АЭС и по мощности, и по технологиям, и по месту расположения, и по экономической модели проекта. Мне просто было интересно подумать над возможными вариантами с учетом имеющейся информации.

Так что буду с интересом наблюдать за темой. Посмотрим, что в итоге насчитают и надумают Росатом и Газпром.

Использованные и рекомендованные источники:

1. Годовой отчет Газпрома за 2020 г.

2. Экологический отчет Газпрома за 2020 г.

3. Оценка энергетической эффективности транспортировки газа на примере экспортных коридоров Газпрома

4. Схема и программа развития электроэнергетики ЯНАО на период 2021-2025 годов.

5. Газпром. Презентация для инвесторов 2021

Дата-центр ITSOFT — размещение и аренда серверов и стоек в двух дата-центрах в Москве. За последние годы UPTIME 100%. Размещение GPU-ферм и ASIC-майнеров, аренда GPU-серверов, лицензии связи, SSL-сертификаты, администрирование серверов и поддержка сайтов.

Информационный бюллетень по ядерной энергии | Центр устойчивых систем

Изображение

Нажмите здесь, чтобы загрузить версию для печати

Атомные электростанции вырабатывают электроэнергию, используя управляемые цепные реакции ядерного деления (т. е. расщепление атомов) для нагрева воды и производства пара для силовых турбин. Ядерную энергетику часто называют «чистым» источником энергии, потому что электростанция не выбрасывает парниковых газов (ПГ) или других выбросов в атмосферу. Поскольку США и другие страны ищут источники энергии с низким уровнем выбросов, преимущества ядерной энергетики необходимо сопоставлять с эксплуатационными рисками и проблемами, связанными с хранением отработавшего ядерного топлива и радиоактивных отходов.

Использование и потенциал ядерной энергии

• Ядерная энергия обеспечивает около 19% электроэнергии в США, и эта доля остается стабильной примерно с 1990 года. Коэффициент мощности атомных электростанций в 2021 году составил 92,7%. ¹
• Первая атомная электростанция США начала коммерческую эксплуатацию в 1958 году. ² В 1970-е годы более 50 ядерных реакторов были запущены в эксплуатацию. ¹ В настоящее время в 28 штатах есть по крайней мере одна атомная станция, а в 32 странах есть два или более реактора. ²
• 667 реакторов были построены во всем мире с момента постройки первого в 1954 году в Обнинске, Россия, хотя в настоящее время в эксплуатации находится только 440, 93 из которых находятся в США ^3,4 По состоянию на май 2022 года 55 реакторов находились в эксплуатации строительство, в том числе 2 в США и 18 в Китае. ⁴
• В 2020 году США произвели почти треть мирового производства электроэнергии на АЭС. Следующими странами, производящими электроэнергию с использованием атомной энергии, были Франция, Китай и Россия. ⁵
• Приведенная стоимость энергии (LCOE) включает затраты на строительство, эксплуатацию, техническое обслуживание и заправку электростанции топливом в течение всего срока службы. Расчетная LCOE для электростанций, построенных в ближайшем будущем, составляет: природный газ комбинированного цикла: 3,99 цента/кВтч; продвинутая атомная: 8,17 цента/кВтч; и биомасса: 9,02 цента/кВтч. ⁶
• Оценка LCOE для новых атомных электростанций, построенных в ближайшем будущем, примерно в два раза выше, чем оценка для солнечных, ветряных и газовых электростанций с комбинированным циклом. ⁶
• Окончательные затраты на строительство атомных станций в США обычно в 2-3 раза превышают первоначальные оценки. ⁷

​США Производство электроэнергии по источникам

¹

Изображение

Ядерное топливо

• В большинстве ядерных реакторов используется «обогащенный» уран, то есть топливо имеет более высокую концентрацию изотопов урана-235 (U-235), которые легче расщепить для получения энергии. При добыче урановая руда содержит в среднем менее 1% U-235. ⁸
• Руда самого высокого качества в США содержит в среднем менее 1% урана, некоторые канадские руды содержат более 15% урана. ^9,10
• 1% доступного по разумной цене урана находится в США. Крупнейшие месторождения находятся в Австралии (28%), Казахстане (15%), Канаде (9%) и России (8%). ¹⁰ АЭС США закупили 21 183 тонн урана в 2021 году. Топливо было импортировано в основном из Казахстана (35%), Канады (15%), России (14%) и Австралии (14%). ¹¹
• Во всем мире для ядерных энергетических реакторов в 2022 году потребуется 62 496 тонн урана. ⁴

Деление урана-235 в ядерном реакторе

Изображение

Крупнейшие выявленные ресурсы урана ¹⁰

Изображение

Воздействие на энергию и окружающую среду

Ядерный топливный цикл — это весь процесс производства, использования и утилизации уранового топлива. Для работы атомной электростанции мощностью 1 гигаватт в год может потребоваться добыча 20 000–400 000 т руды, переработка ее в 27,6 т уранового топлива и утилизация 27,6 т высокорадиоактивного отработавшего топлива, из которых 90 % (по объему) — низкоактивные отходы, 7 % — среднеактивные отходы и 3 % — высокоактивные отходы. ^12,13  Американские заводы в настоящее время используют «однократные» топливные циклы без переработки. ^14,15

• Урановая топливная таблетка (~1/2 дюйма высотой и диаметром) содержит энергетический эквивалент одной тонны угля или 149 галлонов нефти. ¹⁶ Типичные реакторы вмещают 18 миллионов гранул. ¹⁷
• На каждый кВтч атомной электроэнергии требуется 0,1-0,3 кВтч энергозатрат жизненного цикла. ¹⁸
• Хотя производство электроэнергии на АЭС само по себе не производит выбросов парниковых газов, другие виды деятельности топливного цикла производят выбросы. ¹⁹
• Интенсивность выбросов парниковых газов за жизненный цикл ядерной энергетики оценивается в 34-60 гCO ₂ экв/кВтч, что намного ниже базовых источников нагрузки, таких как уголь (1001 гCO ₂ экв/кВтч). ^{19 ,20}
• Атомные электростанции потребляют 270-670 галлонов воды/МВтч, в зависимости от эффективности работы и условий на площадке. ²¹
• Уран в основном добывается открытым способом (16,1%), подземной добычей (20%) и подземным выщелачиванием (ПВ) (57,4%). ¹⁰  
• Для реакторов PWR и BWR наибольшее воздействие на окружающую среду связано с добычей и производством топливных элементов. ²³

Урановый топливный цикл

¹²

Изображение

Выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла ядерной энергетики

²²

Изображение

Ядерные отходы

• Ежегодно в США накапливается около 2000 т отработавшего топлива. ²⁴
• В процессе работы реактора накапливаются продукты деления и трансураны, поглощающие нейтроны, что требует замены трети топлива каждые 12-18 месяцев. Отработавшее топливо состоит на 95% из неделящегося урана-238, на 3% из продуктов деления, на 1% из делящегося урана-235 и на 1% из плутония. ¹²
• Отработавшее топливо помещается в бассейн хранения с циркулирующей охлажденной водой для поглощения тепла и блокирования высокой радиоактивности продуктов деления. ²⁵
• Многие страны, за исключением США, перерабатывают отработавшее ядерное топливо. Этот процесс уменьшает количество отходов и извлекает на 25-30% больше энергии, чем непереработанное топливо. ¹⁵
• Многие бассейны хранения отработавшего топлива в США достигают своего предела, что требует использования сухих контейнеров для хранения. Сухие контейнеры, большие контейнеры из бетона и нержавеющей стали предназначены для пассивного охлаждения радиоактивных отходов и выдерживают стихийные бедствия или сильные удары. В 2011 г. 27% ОЯТ находилось в сухих контейнерах после достаточного охлаждения в бассейнах хранения. ²⁶
• Через десять лет после использования поверхность отработавшей тепловыделяющей сборки выделяет 10 000 бэр/ч радиации (для сравнения, доза в 500 бэр смертельна для человека, если она получена сразу). ¹⁴ Управление ядерными отходами требует очень долгосрочного планирования. От Агентства по охране окружающей среды США требовалось установить пределы радиационного облучения в постоянных хранилищах отходов на беспрецедентный срок — один миллион лет. ²⁷
• В США нет постоянного хранилища. Гора Юкка в Неваде должна была содержать 70 000 тонн отходов, но вопрос о ней больше не рассматривается, в основном из-за политического давления и противодействия жителей Невады. ^28,29
• Закон о политике обращения с ядерными отходами требовал, чтобы федеральное правительство США начало контролировать отработавшее ядерное топливо в 1998 году. Когда этого не произошло, правительство стало нести ответственность за расходы, связанные с хранением на реакторных площадках. ³⁰

Отработанное коммерческое ядерное топливо, метрические тонны

³⁷

Изображение

Безопасность и общественная политика

• В 1986 году на Чернобыльской АЭС в Украине произошла серия взрывов. Куски реактора были выброшены высоко в атмосферу. Потеря воды в реакторе позволила топливу нагреться до расплавления активной зоны. У 134 рабочих и аварийно-спасательных служб был диагностирован острый лучевой синдром, 28 человек умерли в течение нескольких недель. ³¹
• Выбросы радиации были самыми высокими в Беларуси, Украине и России, ниже в других частях Европы. Около 350 000 человек были эвакуированы и/или переселены на постоянное место жительства, а для ограничения доступа общественности была создана чернобыльская зона отчуждения площадью 1000 квадратных миль. Количество долгосрочных случаев рака и смертей неизвестно, при этом большинство оценок смертности исчисляется несколькими тысячами. ³¹
• 11 марта 2011 года недалеко от Фукусимы, Япония, произошло землетрясение магнитудой 9,0. В результате цунами была повреждена система охлаждения реактора, что привело к трем расплавлениям и взрывам водорода. Ни одна смерть или лучевая болезнь не были напрямую связаны с аварией. ³²
• Выбросы радиации были ниже, чем в Чернобыле, и в основном осели в Тихом океане. Эвакуировано около 150 тысяч человек. Долгосрочные раковые заболевания и смерти неизвестны, при этом большинство оценок смертности исчисляется сотнями или очень небольшими тысячами. ³²
• Закон США Прайса-Андерсона ограничивает ответственность владельцев атомных станций в случае радиоактивного выброса до 450 миллионов долларов США для отдельных станций и 13,5 миллиардов долларов США для всех станций. ³³
• Стимулы для новых атомных электростанций включают страхование от задержек в регулировании, налоговый кредит на производство в размере 1,8 цента за кВтч произведенной электроэнергии и 10,9 млрд долларов США для гарантий по федеральным кредитам. ^34,35
• В рамках двухпартийной сделки по инфраструктуре было выделено 6 миллиардов долларов на программу гражданского ядерного кредита для предотвращения преждевременного вывода из эксплуатации существующих атомных электростанций. ³⁶

^​ Естественное и техногенное облучение ³⁸

Изображение

Укажите как

Центр устойчивых систем Мичиганского университета. 2021. «Информационный бюллетень по ядерной энергии». Паб. № CSS11-15.

использованная литература

1. Управление энергетической информации США (EIA) (2021 г.), Ежемесячный обзор энергетики, май 2021 г.
2. ОВОС США (2021 г.) «Объяснение ядерной энергетики: атомная промышленность США».
3. Carbon Brief (2016 г.) «Нанесено на карту: атомные электростанции мира».
4. Всемирная ядерная ассоциация (WNA) (2021 г.) Мировые ядерные энергетические реакторы и потребности в уране.
5. U.S. EIA (2021) Международная энергетическая статистика.
6. U.S. EIA (2022) «Нормированная стоимость и нормированная недопущенная стоимость новых генерирующих ресурсов в Ежегодном прогнозе энергетики на 2022 год».
7. Иш-Гейтс П. и др. (2020) «Источники перерасхода средств при строительстве АЭС требуют нового подхода к инженерному проектированию». Джоуля, 4: 2348-2373
8. U.S. NRC (2020) «Обогащение урана».
9. Агентство по ядерной энергии США (NEA) и Международное агентство по атомной энергии (IAEA) (2012 г.) Uranium 2011: ресурсы, производство и спрос.
10. АЯЭ США и МАГАТЭ (2020 г.) Уран 2020: ресурсы, производство и спрос.
11. U.S. EIA (2022) Годовой отчет по маркетингу урана за 2021 год.
12. WNA (2021) «Обзор ядерного топливного цикла».
13. WNA (2021) «Обращение с радиоактивными отходами».
14. U.S. NRC (2019) «Базовая информация о радиоактивных отходах».
15. WNA (2020) «Переработка отработавшего ядерного топлива».
16. Институт ядерной энергии (NEI) (2020) «Ядерное топливо».
17. WNA (2022) «Ядерные энергетические реакторы».
18. Лензен, М. (2008 г.) «Энергия жизненного цикла и выбросы парниковых газов ядерной энергетики: обзор». Преобразование энергии и управление, 49: 2178-2199.
19. Норгейт Т. и др. (2014) «Влияние качества урановой руды на выброс парниковых газов ядерной энергетики». Журнал чистого производства, 84:360-367.
20. Уитакер М. и др. (2012) «Выбросы парниковых газов в течение жизненного цикла при производстве электроэнергии на угле». Журнал промышленной экологии, 16: S53-S72.
21. Макник, Дж. и др. (2011) Обзор коэффициентов эксплуатационного водопотребления и водозабора для технологий производства электроэнергии. Министерство энергетики США, Национальная лаборатория возобновляемых источников энергии.
22. Sovacool, B. (2008) «Оценка выбросов парниковых газов от ядерной энергетики: критический обзор». Энергетическая политика, 36: 2940-2953.
23. Гибон Т. и др. (2017) «Оценка жизненного цикла демонстрирует сопутствующие экологические преимущества и недостатки вариантов низкоуглеродного электроснабжения». Обзоры возобновляемых и устойчивых источников энергии, 76: 1283-1290
24. Министерство энергетики США (DOE) (2020 г.) «5 быстрых фактов об отработавшем ядерном топливе».
25. U.S. NRC (2020) «Хранение отработавшего топлива в бассейнах и сухих контейнерах: ключевые моменты, вопросы и ответы».
26. Вернер, Дж. (2012) Хранилище отработавшего ядерного топлива в США. Исследовательская служба Конгресса.
27. Агентство по охране окружающей среды США (2020 г.) «Стандарты защиты общественного здоровья и окружающей среды от радиации для горы Юкка, штат Невада (40 CFR, часть 197)»
28. Министерство энергетики США (2008 г.) Анализ общей стоимости жизненного цикла системы гражданской программы обращения с радиоактивными отходами, 2007 финансовый год.
29. Los Angeles Times (2019 г.) «Американцы платят больше, чем когда-либо, за хранение смертоносных ядерных отходов».
30. Министерство энергетики США (2013 г.) Стратегия обращения с отработавшим ядерным топливом и высокоактивными радиоактивными отходами и их захоронения.
31. WNA (2021) Чернобыльская авария 1986.
32. WNA (2021) Авария на Фукусима-дайити.
33. США NRC (2019) Ядерное страхование и помощь при стихийных бедствиях.
34. Холт, М. (2014) Политика в области ядерной энергетики. Исследовательская служба Конгресса.
35. Министерство энергетики США (2021) «Гарантии ссуды для перспективных проектов в области ядерной энергетики».
36. Министерство энергетики США (2021 г.) Информационный бюллетень Министерства энергетики США: двухпартийная сделка по инфраструктуре принесет пользу американским рабочим, семьям и откроет будущее чистой энергии
37. NEI (2021) «Платежи за хранение отработавшего топлива и фонд ядерных отходов по штатам».
38. АООС США (2018 г.) «Источники излучения и дозы».

Станция Ривер-Бенд | Entergy Nuclear

В июне 1986 года атомная станция River Bend в Сент-Фрэнсисвилле, штат Луизиана, стала второй атомной электростанцией, производящей электроэнергию в Луизиане. В июне 2016 года компания River Bend отметила очередную веху, отметив 30-летие безопасной и надежной эксплуатации.

River Bend в 2003 г. была модернизирована примерно на 52 мегаватта и теперь вырабатывает 974 мегаватта электроэнергии. Продукция River Bend удовлетворяет примерно 10 процентов общей потребности Луизианы в энергии.

Целью River Bend всегда было постоянно служить обществу, в котором мы работаем. Благодаря грантам от Entergy River Bend продвигает туризм, внешкольное развитие, осведомленность о наркотиках и алкоголе, а также возможности для отдыха в Сент-Фрэнсисвилле, округах Вест-Фелициана и Восточная Фелициана. Сотрудники River Bend поддерживают активное присутствие в обществе благодаря волонтерской деятельности, а также просвещению общественности в области ядерной энергии. Эти возможности варьируются от посещения начальной школы и презентаций до экскурсий по государственным университетам, Дня Земли в Батон-Руж, Дней ядерной науки девочек-скаутов и бойскаутов, Летнего фестиваля в Сент-Фрэнсисвилле и Национальной недели ядерной науки.

Воздействие на окружающую среду

Производство электроэнергии с использованием ядерной энергии предотвращает выброс загрязняющих веществ, таких как двуокись серы (SO2) и оксиды азота (NOx), а также парниковых газов, таких как двуокись углерода (CO2), связанных со сжиганием ископаемого топлива.