Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство образования Республики Беларусь

Белорусский национальный технический университет

Энергетический факультет

Кафедра «Экономика и организация энергетики»

КУРСОВАЯ РАБОТА

по дисциплине «Экономика ядерной энергетики и организация производства»

Тема: «Выбор схемы энергоснабжения региона»

Исполнитель: студент 5 курса гр.10608119

Сербин Егор Игоревич

Руководитель: Ст. преподаватель

Корсак Екатерина Павловна

Минск 2023



Содержание

электроэнергия себестоимость затраты экономический

Введение

Теоретический раздел Прогнозирование энергопотребления с использованием пакета WASP. Модули LOADSY, FIXSYS и VARSYS

1. Расчет аварийного резерва

2. Расчет технико-экономических показателей АЭС с ВВЭР-1000

2.1 Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС с ВВЭР-1000

2.2 Расчет приведенных затрат, КИУМ, фондоотдачи и рентабельности на АЭС с реакторами ВВЭР-1000

2.3 Расчет NPV и IRR АЭС ВВЭР-1000

3. Расчет технико-экономических показателей КЭС

3.1 Расчет себестоимости электроэнергии на КЭС

3.2 Расчет приведенных затрат, КИУМ, фондоотдачи и рентабельности на КЭС

3.3 Расчет NPV и IRR КЭС

4. Структура себестоимости и сводная таблица технико-экономических показателей ВВЭР-1000 и КЭС-2000

Заключение

Список использованной литературы



Введение

В настоящее время в Республике Беларусь значительная часть генерирующих мощностей либо близка к выработке проектного ресурса, либо уже эксплуатируется сверх планируемых сроков. Это обстоятельство приводит к частым авариям и выходам из строя оборудования, а также к снижению экономичности его работы.

Кроме того, основу производства электроэнергии в стране составляет сжигание углеводородных ресурсов (преимущественно газа), что вредит окружающей среде и негативно влияет на энергобезопасность и надёжность обеспечения электричеством потребителей.

Современная новая АЭС заменит собой устаревшее и отработавшее свой срок оборудования имеющихся электростанций и повысит диверсификацию энергоресурсов, а ввод её в эксплуатацию снизит выброс в атмосферу продуктов сгорания топлива.

Решением проблемы может стать активное развитие ядерной энергетики, одной из самых молодых и динамично развивающихся отраслей глобальной экономики.

Строительство АЭС обеспечивает экономический рост, появление новых рабочих мест: 1 рабочее место при сооружении АЭС создает более 10 рабочих мест в смежных отраслях. Развитие атомной энергетики способствует росту научных исследований и объемов экспорта высокотехнологичной продукции.

Исходя из нужд белорусской энергосистемы в обновлении оборудования и наращивании мощности генерации, а также из возможностей современного атомостроения выбираем двухблочную АЭС со следующим составом основного оборудования:

1) 2хВВЭР-1000

2) 6хT-250-300-240; 2xK-100-90.



1. Расчет аварийного резерва

Рассмотрим белорусскую энергосистему. Установленное оборудование и мощность Белорусской энергосистемы по состоянию на 01.01.2022 г представлены в таблице 1 [1].

Таблица 1

Установленная мощность белорусской энергосистемы на 01.01.2022 г.

Установленная мощность энергосистемы всего,		10145,25 МВт
в том числе:
- тепловые электростанции ГПО «Белэнерго»	42 ед.	8897,31 МВт
- гидроэлектростанции ГПО «Белэнерго»	25 ед.	88,11 МВт
- ветроэлектрическая станция ГПО «Белэнерго»	1 ед.	9 МВт
- блок-станции, не входящие в состав ГПО «Белэнерго»	255 ед.	1150,83 МВт

Из таблицы видно, что установленная мощность энергосистемы Республики Беларусь по состоянию на 01.01.2022 составляет 10145,25 МВт. После введения мощности рассматриваемой АЭС имеем 12145,25 МВт. Аналогичная мощность будет получена при строительстве шести блоков Т-250-300-240 и двух блоков К-100-90 - 12145,25 МВт.

При проектировании ТЭС и АЭС учет фактора надежности заключается, прежде всего, в правильном выборе величины аварийного резерва мощности N_ав. Значение N_ав должно выбираться с учетом аварийности блоков, их относительной мощности.

Величина требуемого аварийного резерва при заданной степени надежности энергоснабжения зависит от состава генерирующего оборудования энергосистемы, средней аварийности агрегатов и режимов энергопотребления.

Создание аварийного резерва мощности сопряжено с дополнительными затратами электроэнергетической системы на строительство и содержание резерва в работоспособном состоянии, но ущерб у потребителей при этом снижается.

Упрощенная методика нахождения аварийного резерва базируется на применении универсальных характеристик удельного резерва, полученных на основе обобщения результатов определения аварийного резерва с помощью моделей.

Значения удельной единичной мощности каждого агрегата , МВт, вычисляем по формуле:

где - номинальная мощность агрегата;

- максимальная нагрузка энергосистемы.

Тогда необходимый резерв для каждого вида оборудования МВт, определится по формуле:

где - число агрегатов -го вида.

Рассмотрим основные станции. Установленная мощность Лукомльской ГРЭС составляет 2889,5 МВт, станция состоит из восьми блоков К-300 и одного ПГУ-400. Установленная мощность Березовской ГРЭС составляет 1095 МВт, станция состоит из двух ПГУ-200, одной ПГУ-230 и одной ПГУ-400. Минская ТЭЦ-4 имеет установленную электрическую мощность 1035 МВт. В состав оборудования входит: одна турбина ПТ-60-130/13, две турбины Т-100/110-130, три турбины Т-250/300-240.

Единичная мощность блока К-300:

Принимаем коэффициент аварийности q=8%, тогда из номограммы [2]:

.

Единичная мощность блока ПГУ-400:

Принимаем q=10%, тогда из номограммы [2]:

??_пгу?400 = 32 %.

Единичная мощность блока ПГУ-200:

Принимаем q=6%, тогда из номограммы [2]:

??_пгу?200 = 16,5 %.

Единичная мощность блока ПГУ-230:

Принимаем q=6%, тогда из номограммы [2]:

??_пгу?230 = 17,5 %.

Единичная мощность ТЭС с турбиной ПТ-60-130/13:

Принимаем q=2%, тогда из номограммы [2]:

??_пт-60= 4 %.

Единичная мощность ТЭС с турбинами Т-100/110-130:

Принимаем q=2%, тогда из номограммы [2]:

??_т-110= 5 %.

Единичная мощность ТЭС с турбинами Т-250/300-240:

Принимаем q=7%, тогда из номограммы [2]:

??_т-250= 19 %.

Единичная мощность АЭС:

Принимаем q=8%, тогда из номограммы [2]:

??_АЭС = 44 %.

Единичная мощность ТЭС с турбинами Т-250/300-240:

Принимаем q=7%, тогда из номограммы [2]:

??_т-250= 23 %.

Единичная мощность блока К-100-90:

Принимаем коэффициент аварийности q=2%, тогда из номограммы [2]:

.

Общий аварийный резерв для обоих вариантов определяется как сумма резерва отдельных видов оборудования [2]:

Вариант, для которого аварийный резерв получается наибольшим, требует больших капиталовложений для своего осуществления. Для проекта АЭС с ВВЭР-1000 аварийный резерв получился больше. Величина дополнительных капиталовложений в вариант с повышенной величиной резерва может быть найдена по формуле:

2. Расчет технико-экономических показателей АЭС с ВВЭР-1000

2.1 Расчет себестоимости электроэнергии на АЭС с ВВЭР-1000

Атомная станция состоит из 2 блока с турбиной К-1000-60/1500. Установленная мощность АЭС - 2000 МВт.

Годовой отпуск электроэнергии рассчитывается по формуле:

где - мощность АЭС, МВт,

h ? число часов использования для АЭС примем 7000 часов на основе данных [2],

- расход электроэнергии на собственные нужды [2].

Минимальные дельные капиталовложения для АЭС примем 4000 [2]. Следовательно, полные капиталовложения для АЭС вычисляется:

где k - удельные капиталовложения,

Удельный расход топлива на производство электроэнергии для АЭС определяется по формуле:

где - КПД по производству энергии для АЭС с реакторами

ВВЭР - 1000 [2].

Рассчитаем издержки для АЭС:

Топливные издержки для АЭС определяется по формуле:

,

где - стоимости 1 кг ядерного топлива составляет 2450при обогащении 4,4% [2],

- годовой расход ядерного топлива вычисляется по формуле:

- средняя глубина выгорания ядерного топлива, которая равна 40 МВт•сут/кг [2].

Издержки на амортизацию для АЭС , находятся по формуле:

где норма амортизации для АЭС определяется по формуле:

- срок полезного использования станции, год (= 50 лет [2]).

Издержки на ремонт , находятся по формуле:



Издержки на заработную плату находятся по формуле:

где - штатный коэффициент для АЭС с реакторами ВВЭР примем равным [2]:

- среднегодовая заработная плата на АЭС, $ (примем равной = 12000$ [2]);

- мощность АЭС, МВт.

Прочие издержки, определяются по формуле:

Сумма всех издержек И, млн.$/год, определяется по формуле:

Себестоимость электроэнергии (э/э) рассчитывается по формуле:

где - годовой отпуск электроэнергии, кВт•ч;

И - сумма всех издержек, .

Себестоимость топливной составляющей рассчитывается по формуле:

Себестоимость амортизационной составляющей рассчитывается по формуле:

Себестоимость ремонтной составляющей рассчитывается по формуле:

Себестоимость зарплатной составляющей рассчитывается по формуле:

Прочие составляющие себестоимости рассчитывается по формуле:

Цена ядерного топлива в условном топливе рассчитывается по формуле:



Таблица 2.1

Структура издержек АЭС

Наименование экономического элемента	Значения в денежных единицах,	%
1. Издержки на топливо		23,2
2. Отчисления на амортизацию		41,5
3. Затраты на ремонт		20,7
4. Издержки на зарплату		4,6
5. Прочие издержки		10
Итого		100

Таблица 2.2

Структура себестоимости АЭС

Наименование экономического элемента	Значения в денежных единицах,	%
1. Себестоимость топливной составляющей		23,07
2. Себестоимость амортизационной составляющей		41,53
3. Себестоимость ремонтной составляющей		20,76
4. Себестоимость зарплатной составляющей		4,60
5. Прочие составляющие себестоимости		10,03
Итого	3,596	100

2.2 Расчет приведенных затрат, КИУМ, фондоотдачи и рентабельности на АЭС с реакторами ВВЭР-1000

Приведенные затраты рассчитываем по формуле [2]:

где К - капиталовложения, млн. $;

И - суммарные издержки, млн. $;

Е_н - коэффициент эффективности.

Е_н равен ставке рефинансирования. Примем Е_н = 10 %.

Удельные приведенные затраты расчитываются как отношение приведенных затрат к годовому отпуску электроэнергии рассчитывается по формуле:

где годовой отпуск электроэнергии,

Коэффициент использования установленной мощности определяется по формуле:

Фондоотдача определяется по формуле:

где ф_ээ=0,14 $/кВт•ч - тариф на электроэнергию;

К - капиталовложения, $.

Рентабельность определяется по формуле:

.



2.3 Расчет NPV и IRR АЭС ВВЭР-1000

NPV будем рассчитывать по формуле:

где - капиталовложения в год строительства t, млн.$;

- прибыль в год эксплуатации t, млн.$;

- ликвидная стоимость основных средств, принимаем 10 % от полных капиталовложений, млн.$;

- реальная ставка рефинансирования, принимаем 10 %;

- время строительства станции;

- время начала эксплуатации станции;

- время полезного использования, для АЭС 50 лет.

На рисунке 1 представлен график распределения капиталовложений по годам строительства.

Прибыль за год от 2 блоков расчитывается по формуле:

Т.к. АЭС в первый год работает не на всю мощность. Поэтому для пятого года примем: , тогда

А для шестого года примем: , так как в этот год первый блок выйдет на полную мощность, а второй только запуститься тогда



где $/кВт•ч - тариф на электроэнергию;

- годовой отпуск энергии, МВт.ч;

И_т, И_р, И_зп, И_пр - соответственно издержки на топливо, ремонт заработную плату, прочие издержки.

Капиталовложения по годам находим по формулам:

Рисунок 1 Распределение капиталовложений



Рисунок 2 Изменение чистой прибыли

Ликвидная стоимость основных средств определяется по формуле:

Учитывая, что первый блок АЭС будет пускаться через 5 лет, то станция будет сдана в эксплуатацию через 7 лет, и принимая r = 10% получаем, что NPV= 1,06 млрд.$.

На рисунке 3 представлен график зависимости NPV от времени.



Рисунок 3 Зависимость NPV от времени

Анализируя рисунок 3 видно, что проект начинает приносить прибыль через 28 лет после начала строительства.

На рисунке 2.4 представлен график зависимости NPV от от ставки рефинансирования

Рисунок 2.4 Зависимость NPV от ставки рефинансирования



Таблица 2.5

Зависимость NPV от ставки рефинансирования

r, %	4	6	8	10	12	14	16
NPV, млрд.$	16	8,7	4,92	1,04	-0,81	-2,05	-2,9

Определим внутреннюю норму доходности (IRR) по формуле:

где:

- коэффициент эффективности. равен ставке рефинансирования. Примем - крайнее положительное значение ЧДД, при ставке рефинансирования 10%.

- коэффициент эффективности. равен ставке рефинансирования. Примем - первое отрицательное значение ЧДД, при ставке рефинансирования 12%.

Тогда внутренняя норма доходности равна 11,1%.

Индекс доходности определим по формуле:

3. Расчет технико-экономических показателей КЭС

3.1 Расчет себестоимости электроэнергии на КЭС

КЭС состоит из двух турбин К-100-90 и с шести турбинами Т-250-300-240. Установленная мощность КЭС - 2000 МВт.

Число часов использования установленной мощности для КЭС примем равным:

Годовой отпуск электроэнергии определяется по формуле:

где - мощность КЭС, ,

=3% - расход электроэнергии на собственные нужды.

Минимальные удельные капиталовложения для КЭС примем 1500 .

Следовательно, полные капиталовложения для КЭС определяются по формуле:

где k - удельные капиталовложения,

Выработка электроэнергии на КЭС:

?Э_i= N_кэс· h = 2000·6000 = 12000000 МВт·ч.

Выработка электроэнергии одним блоком:

Э_i = = = 3000000 МВт·ч.

Удельный расход топлива на производство электроэнергии для АЭС определяется по формуле:

где - КПД по производству энергии для КЭС с блоками

К-500-240.

Среднегодовая зарплата:

Штатный коэффициент для КЭС:

Норма амортизации для КЭС находится по формуле:

где - срок полезного использования станции, год.

Стоимость природного газа для расчета примем, в пересчете на условное топливо (опираясь на среднюю теплотворную способность 1000 м³ природного газа), 200 $/т у.т.

Рассчитаем издержки для КЭС:

1) Топливные издержки для КЭС определяются по формуле:

,

где - годовой расход условного топлива вычисляется по формуле:

- мощность КЭС;

- число часов использования установленной мощности.

2) Издержки на амортизацию для КЭС определяются по формуле:

3) Издержки на ремонт определяются по формуле:

4) Издержки на заработную плату определяются по формуле:

5) Прочие издержки определяются по формуле:

Сумма всех издержек:

Себестоимость э/э рассчитывается по формуле:

Себестоимость топливной составляющей определяется по формуле:

Себестоимость амортизационной составляющей определяется по формуле:

Себестоимость ремонтной составляющей определяется по формуле:

Себестоимость зарплатной составляющей определяется по формуле:

Прочие составляющие себестоимости определяется по формуле:

Таблица 3.1

Структура издержек КЭС

Наименование экономического элемента	Значения в денежных единицах,	%
1. Издержки на топливо		77,7
2. Отчисления на амортизацию		15,8
3. Затраты на ремонт		3,16
4. Издержки на зарплату		0,0455
5. Прочие издержки		2,91
Итого		100

3.2 Расчет приведенных затрат, КИУМ, фондоотдачи и рентабельности на КЭС

Приведенные затраты рассчитываем по формуле [2]:

где К - капиталовложения, млн. $;

И - суммарные издержки, млн. $;

Е_н - коэффициент эффективности.

Е_н равен ставке рефинансирования. Примем Е_н = 10 %.

Удельные приведенные затраты расчитываются как отношение приведенных затрат к годовому отпуску электроэнергии рассчитывается по формуле:

где годовой отпуск электроэнергии,

Коэффициент использования установленной мощности определяется по формуле:

Фондоотдача определяется по формуле:

где ф_ээ=0,14 $/кВт•ч - тариф на электроэнергию;

К - капиталовложения, $.

Рентабельность определяется по формуле:

.

3.3 Расчет NPV и IRR КЭС

NPV будем рассчитывать по формуле:

где - капиталовложения в год строительства t, млн.$;

- прибыль в год эксплуатации t, млн.$;

- ликвидная стоимость основных средств, принимаем 10 % от полных капиталовложений, млн.$;

- реальная ставка рефинансирования, принимаем 10 %;

- время строительства станции;

- время начала эксплуатации станции;

- время полезного использования, для КЭС 20 лет.

Ввод головного блока для КЭС-2000:

Время строительства:

где n - количество блоков;

- время строительства последующих блоков;

Первый энергоблок будет сдан в эксплуатацию через 3 лет после начала строительства, второй - через 4 года, третий блок - через 5 лет, четвертый - через 6 лет.

Капиталовложения по годам находим по формулам:

На рисунке 6 представлен график распределения капиталовложений по годам строительства.



Рисунок 6 Распределение капиталовложений по годам

Прибыль за третий год составит:

За четвертый год составит:

За пятый год составит:

За шестой год составит:

где - тариф на электроэнергию, принимаем 0,14 $/ кВт.ч.;

- годовой отпуск энергии, МВт.ч.;

,,,- соответственно издержки на топливо, заработную плату, ремонт и прочие издержки.

Рисунок 7 График освоения капиталовложений

Ликвидная стоимость основных средств определяется по формуле:

.

Учитывая, что первый блок КЭС будет пускаться через 3 года, а последующие блоки - через год, то станция будет сдана в эксплуатацию через 6 лет, и принимая r = 10% получаем, что NPV= 2,3 млрд.$.

На рисунке 8 представлен график зависимости NPV от времени эксплуатации.

Риунок 8 График зависимости NPV от времени

Из графика зависимости NPV от времени видно, что станция начнет приносить прибыль через 11 лет.

На рисунке 9 представлен график зависимости NPV от ставки рефинансирования.



Рисунок 9 Зависимость NPV от ставки дисконтирования

Таблица 2.3

Зависимость NPV от ставки дисконтирования

r, %	4	6	8	10	12	14	16	18	20
NPV, млрд.$	6,1	4,5	3,2	2,3	1,5	1,01	0,565	0,21	-0,65

Определим внутреннюю норму доходности (IRR) по формуле:

где:

- ставка рефинансирования. Примем - крайнее положительное значение ЧДД, при ставке дисконтирования 18%.

- ставка рефинансирования. Примем - первое отрицательное значение ЧДД, при ставке дисконтирования 20%.



Тогда внутренняя норма доходности равна 18%.

Индекс доходности определим по формуле:



4. Структура себестоимости и сводная таблица технико-экономических показателей ВВЭР-1000 и КЭС с мощностью 2000МВт

Таблица 5

Структура себестоимости

Составляющие себестоимости	2хВВЭР-1000	КЭС-2000
		%		%
Топливная		23,07	6,34	77,7
Амортизационная		41,53		15,8
Ремонтная		20,76		3,16
Зарплатная		4,60	0,037	0,45
Прочие		10,03		2,91
Общая себестоимость э/э	3,596	100	8,16	100

Рисунок 10 Диаграмма себестоимости э/э на АЭС с 2хВВЭР-1000



Рисунок 11 Диаграмма себестоимости э/э на КЭС-2000

Таблица 6

Технико-экономические показатели

Наименование показателей	Обозначение	Размерность	ВВЭР-2000	КЭС-2000
Установленная мощность	N	МВт	2000	2000
Число часов использования установленной мощности	h	ч/год	7000	6000
Годовой отпуск энергии	Эотп	млн. МВт·ч
Расход электроэнергии на собственные нужды	ДЭсн	%	6,92	3
Полные капиталовложения	К	млрд. $	9,74	3
Удельные капиталовложения	k	$/кВт	4000	1500
Штатный коэффициент	kшт	чел./МВт	0,9	0,27
Среднегодовая заработная плата	Зсг	$/год	12000
Норма амортизации	На	%	2	5
КПД	?ээ	%	33	40
Удельный расход условного топлива на производство э/э	b	0,37
Цена условного топлива	Цтут	$/кг	2450	0,2
Топливные издержки	Ит	млн.$/год
Издержки на амортизацию	Иа	млн.$/год
Издержки на ремонт	Изп	млн.$/год	97,4
Издержки на заработную плату	Ир	млн.$/год
Прочие издержки	Ипр	млн.$/год
Сумма всех издержек	И	млн.$/год
Себестоимость э/э	Cээ	цент./кВт•ч	3,6	8,16
Топливная составляющая себестоимости э/э	Cээт	цент./кВт•ч		6,34
Амортизационная составляющая себестоимости э/э	Cээа	цент./кВт•ч
Ремонтная составляющая себестоимости э/э	Cээр	цент./кВт•ч
Зарплатная составляющая себестоимости э/э	Cээзп	цент./кВт•ч		0,037
Прочие составляющие себестоимости э/э	Cээпр	цент./кВт•ч
Приведенные затраты	Зпр	млрд.$
Удельные приведенные затраты	Зпру	цент/кВт.ч	11
Ставка рефинансирования	r	%	10	10
Коэффициент использования установленной мощности	КИУМ	-
Фондоотдача	Ф0	-
Рентабельность	Р	-
Внутренняя норма доходности	IRR	%	11,1	18
Чистая приведенная стоимость	NPV	млрд. $		2,3
Индекс доходности	ИД	-	1,23	1,93



Заключение

В курсовой работе был произведен сравнительный расчет технико-экономических показателей АЭС с реакторами 2хВВЭР-1000 и КЭС-2000.

В первом пункте курсовой работы был рассчитан аварийный резерв для АЭС и КЭС. Для АЭС аварийный резерв получился большим, что повлекло увеличение капиталовложений. Дополнительные капиталовложения составили 0,97 млрд. $.

Во втором и третьем пункте был проведен расчет таких технико-экономических показателей для АЭС и КЭС как годовой отпуск электроэнергии, капиталовложения при строительстве данных станций, годовые показатели издержек и себестоимость электроэнергии. Также приведены расчеты количественных и процентных составляющих себестоимости по типам издержек. Рассчитаны такие экономические показатели, как приведенные затраты, удельные приведенные затраты, КИУМ, фондоотдача и рентабельность, NPV и IRR. Построены зависимости NPV от времени строительства и эксплуатации АЭС и КЭС, а также зависимость показателя NPV от ставки рефинансирования r.

Общая себестоимость электроэнергии на АЭС составляет 3,596 цент./кВт•ч, что почти в 2.3 раза ниже себестоимости электроэнергии на КЭС - цент./кВт•ч. В себестоимости электроэнергии, вырабатываемой КЭС, доля топливной составляющей - 77%. Поэтому возможное повышение цены газа до уровня мировых цен может существенно увеличить общую себестоимость, то есть снизить экономическую эффективность КЭС.

Приведенные затраты для АЭС составили З_пр= млрд.$ для КЭС - З_пр=1,25 млрд.$, но в приведенных затратах мы не учитываем фактора времени, поэтому он не является абсолютным показателем.

Удельные приведенные затраты для АЭС составили З_пр^у=11 центов/кВт·ч, для КЭС З_пр^у=10,7 цент/кВт·ч. Удельные приведенные затраты по своему смыслу представляют из себя тариф на электроэнергию, по которому мы можем ее продавать с учетом рентабельности.

Формула чистого дисконтированного дохода (NPV) помогает произвести оценку собственной экономической эффективности проекта, при этом сравнить объекты для инвестирования. Для АЭС с реакторами ВВЭР-2000 c банковской ставкой рефинансирования r =10% чистая приведенная стоимость NPV = 1,6 млрд.$. Для КЭС - 2,3 млрд.$ с банковской ставкой рефинансирования 10%.

Внутренняя норма доходности (IRR) КЭС выше, чем у атомной. Для АЭС она составляет 11,1 %, для КЭС - 18%. Чем выше внутренняя норма доходности, тем лучше.

Основной недостаток существующих проектов АЭС - это высокие удельные капиталовложения. Для АЭС ВВЭР-2000 удельные капиталовложения составили 4000 $/кВт, что превышает в 2.5 раза удельные капиталовложения КЭС аналогичной мощности - 1500 $/кВт. Высокие удельные капиталовложения для АЭС обусловлены наличием большего количества систем безопасности.

Сравнительный анализ показал, что стоит отдать предпочтение на строительство КЭС-2000, чем АЭС с двумя блоками ВВЭР-1000.

Стоит отметить, что на КЭС имеют место выбросы оксидов азота и других парниковых газов, за что приходится платить. АЭС парниковых газов в атмосферу почти не выбрасывает. Радиационный фон вблизи АЭС, определяемый в основном радионуклидами криптона и ксенона, существенно ниже природного.



Список использованной литературы

1. https://www.energo.by/ [Электронный ресурс]. Электронные данные. Режим доступа: https://www.energo.by/

2. Методическое пособие по дисциплине «Экономика ядерной энергетики» для студентов специальностей 1-43 01 08 - «Паротурбинные установки атомных электрических станций» M [Электронный ресурс]/Кафедра «Экономика и организация энергетики», сост. Нагорнов В.Н. Электронные даннные. БНТУ, 2016.

3. Онуфриенко, С.В. Современные проекты АЭС российского дизайна. Безопасность. Экономичность. / Онуфриенко С.В. Санкт-Петербург, 2012.

Размещено на Allbest.ru

...