Реферат: Міністерство енергетики та вугільної промисловості україни
МІНІСТЕРСТВО ЕНЕРГЕТИКИ та ВУГІЛЬНОЇ ПРОМИСЛОВоСТІ УКРАЇНИ
Державний науково-інженерний центр Національна атомна енергогенеруюча
систем контролю та аварійного реагування компанія «ЕНЕРГОАТОМ»
Інформаційно-аналітичний огляд матеріалів
«ХМЕЛЬНИЦЬКА АЕС. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ СПОРУДЖЕННЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ № 3, 4»
Київ –2011
^ ЗМІСТ
Інформаційно-аналітичний огляд матеріалів 1
«ХМЕЛЬНИЦЬКА АЕС. ТЕХНІКО-ЕКОНОМІЧНЕ ОБҐРУНТУВАННЯ СПОРУДЖЕННЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ № 3, 4» 1
^ ЗМІСТ 3
ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ 7
ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ 7
1 Вступ 8
2 ОБҐРУНТУВАННЯ НЕОБХІДНОСТІ та ДОЦІЛЬНОСТІ СПОРУДЖЕННЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3,4 ХАЕС 12
3 ОБҐРУНТУВАННЯ РОЗМІЩЕННЯ НОВИХ ЯДЕРНИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ 15
^ 4 ОСНОВНІ ТЕХНІЧНІ РІШЕННЯ 20
5 ЗАБЕЗПЕЧЕННЯ БЕЗПЕКИ 27
6 ОРГАНІЗАЦІЯ БУДІВНИЦТВА ЕНЕРГОБЛОКІВ №3,4 ХАЕС 33
№ 34
Група / найменування будівлі, споруди 34
1 34
Підготовка території будівництва 34
2 34
Об'єкти основного виробничого призначення 34
3 35
Споруди технічного водопостачання 35
4 35
Об'єкти підсобного та обслуговуючого призначення 35
5 35
Об'єкти транспортного господарства та зв'язку 35
6 35
Зовнішні мережі та споруди водопостачання, каналізації, теплопостачання та газопостачання 35
^ 7 36
Благоустрій та озеленення території 36
8 36
Тимчасові будівлі та споруди 36
№ з/п 36
Найменування виду робіт 36
Одиниця виміру 36
Усього по будівництву 36
Роки будівництва 37
1-й 37
2-й 37
3-й 37
4-й 37
5-й 37
6-й 37
Усього: 37
845 37
1540 37
4135 37
4570 37
2572 37
1000 37
№ з/п 37
Найменування конструкцій і матеріалів 37
Одиниця 37
виміру 37
Усього по 37
будівництву 37
№ з/п 38
Найменування ресурсу 38
Одиниця 38
виміру 38
Усього по 38
будівництву 38
7 ЕКСПЛУАТАЦІЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3,4 ХАЕС 38
Показник, одиниці виміру 39
Величина 39
Найменування 41
Персонал блоку №3, осіб 41
Персонал блоку №3, осіб 41
Загальна додаткова чисельність, осіб 41
Усього 42
93 42
90 42
1863 42
8 Поводження З ТЕХНОЛОГІЧНИМИ ВІДХОДАМИ 42
9 ЗНЯТТЯ З ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3,4 ХАЕС 44
10 ОЦІНКА ВПЛИВІВ НА НАВКОЛИШНЄ СЕРЕДОВИЩЕ 46
Відстань 53
1987 р. 53
2007 р. 53
Найменування 55
Населення, тис.осіб 55
Напрямок 55
Відстань, км 55
мкЗв/рік 65
Зв 68
Зв 70
Повітряне середовище 76
Поверхневі води 76
Підземні води 76
Ґрунти 76
Флора та фауна 76
Соціальне середовище 76
11 СОЦІАЛЬНО-ЕКОНОМІЧНІ АСПЕКТИ РЕАЛІЗАЦІЇ ПРОЕКТУ 83
12 Висновки 85
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ 87
ПЕРЕЛІК ПОСИЛАНЬ 87
ДОДАТОК А ЗАЯВА ПРо ЕКОЛОГІЧНІ НАСЛІДКИ СПОРУДЖЕННЯ та ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3 та №4 ХМЕЛЬНИЦЬКОЇ АЕС 90
^ ДОДАТОК А ЗАЯВА ПРо ЕКОЛОГІЧНІ НАСЛІДКИ СПОРУДЖЕННЯ та ЕКСПЛУАТАЦІЇ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3 та №4 ХМЕЛЬНИЦЬКОЇ АЕС 90
ДАНІ ПРО ПЛАНОВАНУ ДІЯЛЬНІСТЬ, МЕТУ І ШЛЯХИ ЇЇ ЗДІЙСНЕННЯ 90
СУТТЄВІ ФАКТОРИ, ЩО ВПЛИВАЮТЬ ЧИ МОЖУТЬ ВПЛИВАТИ НА СТАН НАВКОЛИШНЬОГО ПРИРОДНОГО СЕРЕДОВИЩА З УРАХУВАННЯМ МОЖЛИВОСТІ ВИНИКНЕННЯ НАДЗВИЧАЙНИХ ЕКОЛОГІЧНИХ СИТУАЦІЙ 91
^ ЗАХОДИ, ЩО ГАРАНТУЮТЬ ЗДІЙСНЕННЯ ДІЯЛЬНОСТІ ВІДПОВІДНО ДО ЕКОЛОГІЧНИХ СТАНДАРТІВ І НОРМАТИВІВ 93
ПЕРЕЛІК ЗАЛИШКОВИХ ВПЛИВІВ 93
ВЖИТІ ЗАХОДИ ЩОДО ІНФОРМУВАННЯ ГРОМАДСЬКОСТІ ПРО ПЛАНОВАНУ ДІЯЛЬНІСТЬ, МЕТУ І ШЛЯХИ ЇЇ ЗДІЙСНЕННЯ 93
ЗОБОВ’ЯЗАННЯ ЗАМОВНИКА ЩОДО ЗДІЙСНЕННЯ ПРОЕКТНИХ РІШЕНЬ ВІДПОВІДНО ДО НОРМ І ПРАВИЛ ОХОРОНИ НАВКОЛИШНЬОГО СЕРЕДОВИЩА І ВИМОГ ЕКОЛОГІЧНОЇ БЕЗПЕКИ НА ВСІХ ЕТАПАХ БУДІВНИЦТВА ТА ЕКСПЛУАТАЦІЇ ОБ’ЄКТА ПЛАНОВАНОЇ ДІЯЛЬНОСТІ 95
^ ПЕРЕЛІК СКОРОЧЕНЬ
БВ
-
басейн витримки;
ВАВ
-
високоактивні відходи;
ВО
-
водоймище-охолоджувач;
ВП ХАЕС
-
Відокремлений підрозділ «Хмельницька АЕС»
ВРП
-
відкритий розподільний пристрій;
ВЯП
-
відпрацьоване ядерне паливо;
ДНІЦ СКАР
-
ДП «Державний науково-інженерний центр систем контролю та аварійного реагування», м. Київ;
ГЦК
-
головний циркуляційний контур;
ГЦН
-
головний циркуляційний насос;
ГЦТ
-
головні циркуляційні трубопроводи;
ЗЕ
-
зняття з експлуатації;
ЗРДЕС
-
загальблокова резервна дизельна електростанція;
ЗС
-
зона спостереження;
ЗПА
-
запроектна аварія;
ІАО
-
інформаційно-аналітичний огляд матеріалів ТЕО;
КТ
-
компенсатор тиску;
КІЕП
-
ПАО «Київський науково-дослідний і проектно-конструкторський інститут «Енергопроект», м. Київ
КГ
-
консультації з громадськістю;
МПА
-
максимальна проектна аварія;
МРЗ
-
максимальний розрахунковий землетрус;
НАЕК «Енергоатом»
-
ДП «Національна атомна енергогенеруюча компанія «Енергоатом», м.Київ;
НД
-
нормативний документ;
НПО
-
нормальний підпертий горизонт;
ОЕС
-
об'єднана енергосистема;
ПЕД
-
потужність експозиційної дози (гамма-випромінювання);
ПЗ
-
проектний землетрус;
ПРК
-
пускорезервна котельня;
РАВ
-
радіоактивні відходи;
РГВ
-
рівень ґрунтових вод;
РДЕС
-
резервна дизельна електростанція;
РВ
-
реакторне відділення;
РРВ
-
рідкі радіоактивні відходи;
РУ
-
реакторна установка;
САОЗ
-
система аварійного охолодження активної зони;
СЗЗ
-
санітарно-захисна зона;
Стратегія
-
Енергетична стратегія України на період до 2030 року;
ТВЗ
-
тепловиділяюча збірка;
ТВ
-
турбінне відділення;
ТРВ
-
тверді радіоактивні відходи;
ТУ
-
турбінна установка;
ТЕО
-
техніко-економічне обґрунтування спорудження енергоблоків №3,4 Хмельницької АЕС;
УТЦ
-
учбово-тренувальний центр;
ХАЕС-3,4
-
енергоблоки №3,4 Хмельницької АЕС;
ЯУ
-
ядерна установка.
^ 1Вступ 1.1Вихідна інформація 1.1.1Проектування нових ядерних енергоблоків регулюється ратифікованими Україною міжнародними угодами [1.5-1.5], законами України [1.5-1.5], нормативно-правовими актами [1.5-1.5], рекомендаціями МАГАТЕ [1.5] та іншими документами. Відповідно до вимог національного законодавства, розробка техніко-економічного обґрунтування спорудження енергоблоків №3,4 Хмельницької АЕС (ТЕО) є обов'язковою стадією проектування таких об'єктів. 1.1.2ТЕО було розроблене ПАТ «Київський науково-дослідний і проектно-конструкторський інститут «Енергопроект» (КІЕП, м. Київ) на замовлення ДП «Національна атомна енергогенеруюча компанія «Енергоатом» (НАЕК «Енергоатом», м. Київ). 1.1.3Передбачена законодавством [1.5,1.5,1.5,1.5,1.5] участь громадськості в процесі прийняття екологічно вагомих рішень, обговорення запланованої діяльності із зацікавленими громадськими організаціями та окремими громадянами на стадії ухвалення рішення слугує перевірці повноти оцінки впливів на навколишнє середовище, запобіганню несприятливих наслідків прийнятих рішень, підвищенню ефективності інвестицій та ін.
На початку робіт з розроблення ТЕО в 2008 р. була складена та поширена «Заява про наміри щодо спорудження енергоблоків №3 та №4 на площадці Хмельницької атомної електростанції». У зв'язку із завершенням розробки ТЕО, планується новий цикл консультацій із громадськістю (КГ).
1.1.4Цей документ є інформаційно-аналітичним оглядом (ІАО) матеріалів ТЕО, підготовленим для ознайомлення громадськості з його основними положеннями, включаючи прогнозовані соціальні, санітарно-гігієнічні, екологічні та інші наслідки будівництва, введення в експлуатацію, експлуатації і зняття з експлуатації енергоблоків №3,4 Хмельницької АЕС (ХАЕС-3,4). Документ підготовлений ДП «Державний науково-інженерний центр систем контролю й аварійного реагування» (ДНІЦ СКАР, м. Київ) на замовлення НАЕК «Енергоатом». 1.1.5В ІАО наведений короткий огляд вихідних даних та обґрунтувань, описані основні технічні рішення і результати аналізу, оцінок та прогнозів, представлених в 23-х томах ТЕО [1.5-1.5], включаючи оцінку впливів на навколишнє середовище [1.5]. 1.1.6ІАО є документом оглядового характеру, не містить додаткових даних, оригінальних оцінок або самостійних висновків та цілком базується на наведеній в ТЕО інформації. Разом з тим, для зручності сприйняття, порядок викладення інформації дещо змінений порівняно із структурою ТЕО.
Інформація, представлена в п.п. 1.2-1.5 Розділу 1 ІАО, деталізована в матеріалах ТЕО [1.5,1.5,1.5,1.5].
^ 1.2Попередня діяльність із створення та експлуатації Хмельницької АЕС 1.2.1Будівництво великої атомної електростанції в центральних районах України передбачалося Постановою Ради Міністрів СРСР від 16.03.1971 р. Виходячи з результатів співставлення можливих варіантів розміщення АЕС, виконаного Київським відділенням інституту "Теплоелектропроект" (пізніше перетвореного на КІЕП), Міненерго СРСР прийняло рішення №80 від 17.04.1975 р. щодо спорудження Західно-Української АЕС №2. Вибір Нетішинського пункту Хмельницької області в якості майданчика будівництва цієї нової АЕС та її назва - Хмельницька АЕС були визначені актом урядової комісії Ради Міністрів УРСР №2 від 22.07.1975 р., погодженим Постановою Держплану УРСР №56 від 14.08.1975 р. і затвердженою Постановою Ради Міністрів УРСР № 536 від 10.12.1975 р.
Технічний проект Хмельницької АЕС у складі чотирьох енергоблоків загальною потужністю 4000 МВт був розроблений Київським відділенням інституту "Теплоелектропроект" і затверджений наказом Міненерго СРСР № 150 ПС від 28.11.1979 р. Будівництво енергоблоків №1,2,3,4 ХАЕС було почато відповідно в 1979,1983,1985,1986 р.р.
Енергоблок №1 ХАЕС був уведений в експлуатацію в 1987 році.
Будівництво блоків №2,3,4 було припинено в 1990 році на підставі мораторію на будівництво атомних електростанцій на території України, уведеного Постановою Верховної Ради УРСР від 02.08.1990 р. До моменту припинення будівництва була створена інфраструктура для АЕС проектною потужністю 4000 МВт, у тому числі спецкорпус, трубопроводи технічної води споживачів групи „А” та бризкальні басейни, допоміжні спорудження і позамайданчикові споруди, включаючи водоймище-охолоджувач для повної проектної потужності. Будівельна готовність енергоблоків №2,3,4 ХАЕС становила відповідно 80-85%; 35-40%; 5-10%.
Мораторій на будівництво АЕС на території України був знятий Постановою Верховної Ради України № 3538-XII від 21.10.1993 р. В 1993 році роботи із спорудження енергоблоку №2 ХАЕС були відновлені, будівництво було завершене в 2004 р. Акт введення енергоблоку №2 ХАЕС у промислову експлуатацію був підписаний Державною приймальною комісією 07.09.2005 р.
Починаючи з 2008 року на об'єктах незавершеного будівництва - енергоблоках №3,4 ХАЕС ведуться підготовчі роботи.
^ 1.2.2Зараз на ХАЕС експлуатується два енергоблоки ВВЕР-1000. До складу кожного з енергоблоків входить наступне основне обладнання:
водо-водяний енергетичний реактор на теплових нейтронах у складі реакторної установки типу В-320 тепловою потужністю 3000 МВт (в якості теплоносія та уповільнювача використовується борирована вода під тиском 15,68 МПа, паливом для реактора служить двоокис урану, збагачений за ізотопом уран-235 до рівня 4,0-4,4%);
чотири парогенератори ПГВ-1000 продуктивністю по 1470 т/год сухої насиченої пари тиском 6,27 МПа;
чотири головних циркуляційних насоси типу ГЦН-195 М;
один турбоагрегат типу К-1000-60/3000;
один генератор типу 1000-2-УЗ потужністю 1000 МВт, напругою на клемах 24 кВ.
Реактор, парогенератори та інше обладнання, що працює під тиском 15,68 МПа, розміщуються в захисній залізобетонній оболонці для виключення викидів радіоактивності до навколишнього середовища при потенційних аваріях.
Енергоблоки мають трьохканальну побудову систем безпеки, кожний з каналів забезпечує переведення реакторної установки у безпечний стан при можливих порушеннях нормальної експлуатації та проектних аваріях.
Схема технічного водопостачання відповідальних споживачів енергоблоків №1,2 виконана обіговою з бризкальними басейнами. Схема технічного водопостачання невідповідальних споживачів передбачена обіговою з наливним водоймищем-охолоджувачем, спорудженим у заплаві рік Горинь та Гнилий Ріг.
Режим роботи енергоблоків базовий. Видача потужності до системи передбачена на напругах 330 і 750 кВ.
1.2.3Безпека та високий рівень експлуатаційної надійності діючих енергоблоків №1,2 ХАЕС забезпечені реалізацією вихідних проектних рішень, а також заходів з подальшого підвищення безпеки та модернізації і підтверджені перевірками та експертизами, проведеними національними органами і незалежними міжнародними експертами (МАГАТЕ, „Рискаудит”, TACIS, ВАО АЕС та ін.). 1.3Основні етапи життєвого циклу та стадії проектування нових енергоблоків 1.3.1Основні етапи життєвого циклу ядерних енергоблоків відповідають етапам, визначеним чинною нормативно-правою базою для ядерних установок (ЯУ) [1.5,1.5,1.5]:
вибір майданчика;
проектування;
будівництво;
введення в експлуатацію;
експлуатація;
зняття з експлуатації.
1.3.2Відповідно до вимог ДБН А.2.2-3-2004 [1.5], розроблення проектної документації для об'єктів вищої категорії складності, до яких відноситься АЕС, виконується в три стадії:
техніко-економічне обґрунтування (ТЕО);
проект;
робоча документація.
Такий підхід дозволяє на наступних стадіях проектування уточнити прийняті в ТЕО рішення з урахуванням уточнених вихідних даних, деталізації обраних технологій та ін.
Згідно [1.5], ТЕО розробляється для об'єктів виробничого призначення, що вимагають детального обґрунтування відповідних рішень та визначення варіантів і доцільності будівництва об'єкта. При цьому в ТЕО повинна здійснюватися всебічна оцінка впливів планованої діяльності на стан навколишнього середовища (ОВНС); рекомендовані рішення ТЕО повинні обґрунтовуватися результатами ОВНС; матеріали ОВНС, оформлені у вигляді спеціальної частини (розділу) документації, є обов'язковою частиною ТЕО. Вимоги до обсягу та змісту ОВНС регламентуються ДБН А.2.2-1-2003 [1.5].
1.4Підстави для розробки ТЕО 1.4.1Спорудження енергоблоків № 3, 4 на площадці ХАЕС є одним з пріоритетних завдань "Енергетичної стратегії України на період до 2030 року" (Стратегія) [1.5]. 1.4.2Безпосередньою підставою для розробки техніко-економічного обґрунтування спорудження енергоблоків №3,4 ХАЕС є:
Розпорядження КМ України «Про підготовчі заходи щодо будівництва нових енергоблоків ХАЕС» № 281-р від 21.07.2005 р. [1.5];
наказ Мінпаливенерго «Про підготовчі заходи щодо будівництва енергоблоків №3,4 ХАЕС» № 425 від 22.08.2005 р. [1.5];
Розпорядження КМ України «Про затвердження плану заходів на 2006-2010 р.р. щодо реалізації Енергетичної стратегії України на період до 2030 року» № 436-р від 27.07.2006 р. [1.5];
Розпорядження КМ України «Про першочергові заходи щодо будівництва енергоблоків №3 і №4 Хмельницької АЕС» № 118 від 18.02.2009 р. [1.5].
1.5Основні завдання ТЕО 1.5.1Виходячи із завдань [1.5-1.5] та нормативних вимог [1.5,1.5], основними задачами розробки ТЕО визначені:
обґрунтування необхідності та оцінка економічної доцільності розширення ХАЕС;
підтвердження відповідності майданчика ХАЕС вимогам чинних нормативних документів (НД) з урахуванням розширення ХАЕС;
обґрунтування основних технічних рішень енергоблоків №3,4 та АЕС у цілому;
оцінка впливів ХАЕС з урахуванням її розширення на навколишнє середовище при нормальній експлуатації та аваріях;
оцінка основних техніко-економічних показників енергоблоків № 3,4 та АЕС у цілому;
підготовка матеріалів для консультацій з громадськістю на підставі розробленого ТЕО.
2ОБҐРУНТУВАННЯ НЕОБХІДНОСТІ та ДОЦІЛЬНОСТІ СПОРУДЖЕННЯ ЕНЕРГОБЛОКІВ №3,4 ХАЕС
Інформація, представлена в цьому Розділі 2 ІАО, деталізована в матеріалах ТЕО [1.5,1.5,1.5,1.5-1.5].
2.1Роль ядерної енергетики 2.1.1Надійність, економічність та екологічна безпека виробництва електроенергії на сучасних АЕС визнані в усьому світі. За останні 40 років частка ядерної енергетики у світовому виробництві електроенергії виросла в 20 разів і на сьогодні становить близько18%.
В умовах зростаючих цін на органічне паливо (газ, вугілля, нафта) та нестабільності світових ринків нафти і газу, здатність ядерної енергетики покрити зростаючі потреби населення та промислового виробництва у відносно дешевій електроенергії одержує все більше визнання.
Крім меншої собівартості виробництва, перевагами сучасних АЕС у порівнянні з традиційними джерелами є менший вплив на навколишнє середовище, можливість створення резерву палива на тривалий період, а в умовах України - також і наявність значних запасів природних ресурсів (уран, цирконій та ін.). З урахуванням обмежених вітчизняних запасів нафти та газу, а також фізичної зношеності основного обладнання теплової генерації, ядерна енергетика на сьогодні значною мірою визначає енергетичну безпеку України.
2.1.2Експлуатуючою організацією всіх діючих АЕС України (Запорізька, Рівненська, Хмельницька та Южно-Українська АЕС) є НАЕК "Енергоатом". Зараз на 4-х діючих АЕС експлуатується 15 енергоблоків типу ВВЕР. Протягом останнього десятиліття їхня частка від загального виробництва електроенергії в Україні становила 45-48%. 2.2Потреба в додаткових ядерних потужностях 2.2.1Виходячи із світових та вітчизняних реалій і тенденцій, планована в Стратегії [1.5] частка АЕС на період до 2030 р. становить біля половини всього виробництва електроенергії в Україні. Відповідно до цього, до пріоритетних завдань розвитку ядерної енергетики в Україні відносяться продовження строків експлуатації діючих АЕС, підготовка до їх зняття з експлуатації та своєчасне будівництво нових потужностей на додаток і на заміну тим, що знімаються з експлуатації [1.5]. 2.2.2Виходячи з можливостей існуючих майданчиків, будівництво перших двох нових ядерних енергоблоків передбачене в [1.5] на майданчику діючої Хмельницької АЕС (1.1.1).
Рис.1.1.1Передбачений Стратегією [1.5] поблочний графік експлуатації, продовження експлуатації та нового будівництва в період до 2020 р. ^ 2.3Економічна ефективність розширення ХАЕС 2.3.1Загальний висновок ТЕО про господарську необхідність інвестицій у розширення ХАЕС шляхом спорудження енергоблоків №3,4 зроблений на підставі результатів виконаного в [1.5] аналізу балансів потужності та електроенергії на період до 2025 року, а також оцінки перспективного ринку електричної енергії до 2065 р.
В [1.5], виходячи з отриманих результатів, зроблений висновок щодо того, що в період до 2020-2025 р.р. Південно-Західна енергосистема надлишкова навіть без урахування введення в експлуатацію енергоблоків №3,4 ХАЕС. У цей період передбачається можливість передачі надлишкової електроенергії, виробленої в Південно-Західній енергосистемі, до об'єднаної енергосистеми (ОЕС) України по міжсистемних зв'язках (ВЛ-750, 330 кВ), а також її експорту до Росії, Білорусі, Молдови та країн Європейського Союзу. Таким чином, електроенергія, вироблена енергоблоками №3,4 ХАЕС, буде мати ринок збуту.
Згідно [1.5], збільшення потужності ХАЕС у період до 2020 р. дозволить підвищити надійність електропостачання в години проходження максимальних навантажень як відповідного регіону, так і ОЕС України в цілому, буде сприяти забезпеченню бездефіцитної роботи ОЕС України (при забезпеченні достатньої пропускної здатності мереж). Крім цього, надлишок потужності, що утвориться в Південно-Західній енергосистемі в періоди нічного зниження навантаження з урахуванням базового режиму роботи АЕС, може бути використаний для зарядки Дністровської та Канівської ГАЕС, введення в експлуатацію яких планується в період 2010-2020 р.р.
У довгостроковій перспективі до 2065 р. прогнозується зростання потреб ОЕС України в нових потужностях за наступними причинами:
за межами 2020 року негативні явища в економіці України та сусідніх країн будуть оборені, темпи росту промисловості та, відповідно, електроспоживання істотно зростуть;
фізично та морально застарілі генеруючі потужності на теплових електростанціях України та сусідніх країн будуть виведені з експлуатації, що вимагатиме їх компенсації.
З огляду на те, що експлуатація енергоблоків №3,4 ХАЕС планується відповідно до 2065, 2066 р.р. (проектний строк експлуатації - 50 років), на підставі результатів [1.5] у ТЕО зроблений загальний висновок щодо того, що в довгостроковій перспективі електроенергія, вироблена цими енергоблоками, буде мати досить стабільний і гарантований ринок збуту. При цьому, залежно від реалій вітчизняної економіки, вироблювана енергоблоками електроенергія може перерозподілятися між внутрішнім та зовнішнім ринками.
2.3.2У сьогоденних умовах питанням економічної ефективності та соціальної доцільності інвестицій приділяється все більша увага, особливо при реалізації таких технічно складних і капіталомістких проектів, як будівництво нових ядерних енергоблоків.
У складі ТЕО вартість будівництва енергоблоків №3,4 ХАЕС визначена за даними зведеного кошторисного розрахунку проекту будівництва, складеного в цінах 2010 року. Загальна кошторисна вартість проекту розширення ХАЕС визначена в ТЕО з урахуванням вартості нових і реконструкції ряду існуючих об'єктів підсобного та обслуговуючого призначення і становить 25 186,753 млн.грн (у цінах 2010 року, без ПДВ).
Строк окупності, визначений у ТЕО з урахуванням початку реалізації проекту в 2010 році:
простий строк окупності, розрахований від моменту виводу енергоблоків № 3, 4 ХАЕС на повну проектну потужність (2017 р.), становить 12,8 років (19,3 років від початку інвестування);
внутрішня норма прибутковості становить 8,96%, що майже вдвічі перевищує ставку дисконтування 5,3 %.
2.3.3З огляду на ряд невизначеностей, що пов'язані з реалізацією проекту та впливають на його ефективність, у ТЕО проаналізована чутливість проекту до змін різних вихідних параметрів, у тому числі:
вартості будівництва (обсяг інвестицій);
тарифу на електроенергію (ціна збуту);
виробничих витрат (загальні витрати);
ставки дисконтування.
Результати аналізу чутливості свідчать про стійкість інвестиційного проекту при можливих відхиленнях аналізованих параметрів від вихідних значень. При прийнятій у ТЕО схемі фінансування, проект залишається стійким при збільшенні вартості будівництва та виробничих витрат на 100%.
^ 3ОБҐРУНТУВАННЯ РОЗМІЩЕННЯ НОВИХ ЯДЕРНИХ ЕНЕРГОБЛОКІВ
Інформація, представлена в Розділі 3 ІАО, деталізована в матеріалах ТЕО [1.5,1.5,1.5].
3.1Вибір району розміщення та майданчика будівництва нових енергоблоків 3.1.1Виходячи з урядових рішень щодо спорудження ядерних енергоблоків №3,4 на існуючому майданчику ХАЕС [1.5-1.5], у ТЕО не розглядаються альтернативні варіанти генерації та місця розміщення нових потужностей.
Як відзначалося в п.1.2.1, існуючий майданчик ХАЕС був обраний та затверджений для АЕС потужністю 4 000 МВт відповідно до вимог законодавства, чинного на момент спорудження енергоблоку № 1.
3.1.2Майданчик Хмельницької АЕС розташований на північному заході Славутського району Хмельницької області України, у 18 км на захід від районного центра м. Славута, в 100 км північніше обласного центра м. Хмельницький, поблизу м. Нетішин (містечко АЕС). Район розміщення ХАЕС та межі її зони спостереження (ЗС) показані на 1.1.1.
До ЗС ХАЕС входять території Хмельницької обл. (землі Ізяславського, Славутського, Білогірського та Шепетовського районів) і Рівненської обл. (землі Острозького, Гощанського та Здолбунівського районів).
3.1.3По північній границі с. Кривин на відстані 8,00-9,00 км проходить ділянка залізничної магістральної лінії Шепетівка-Здолбунів-Львів, на якій знаходиться проміжна станція ІІІ класу Кривин. До станції примикає під'їзна колія баластного кар'єру "Сільцо", довжиною 8,4 км з мостовим переходом через р. Горинь. Перед мостовим переходом споруджена станція IV класу Сільцо, до якої після її реконструкції було здійснене примикання під'їзної залізничної колії АЕС.
Рис.1.1.1Район розміщення Хмельницької АЕС.
Автомобільна дорога державного значення Бердичів-Шепетівка-Острог проходить за 6,3 км північніше проммайданчика. Головний в'їзд на майданчик АЕС здійснюється по під'їзному автомобільному шляху довжиною 6,3 км з примиканням до згаданої дороги державного значення. Крім того, існують автодороги, що забезпечують зв'язок з автодорогою Бердичів-Шепетівка-Острог.
Водний транспорт відсутній.
^ 3.1.4Ситуаційний план Хмельницької АЕС з межами її санітарно-захисної зони (СЗЗ) представлений на 1.1.1.
Рис.1.1.1Ситуаційний план Хмельницької АЕС ^ 3.2Відповідність району розміщення і майданчика вимогам законодавства та міжнародним рекомендаціям 3.2.1Відповідно до вимог нормативних документів [1.5,1.5] та міжнародним рекомендаціям [1.5], майданчик вважається придатним для розміщення АЕС, якщо доведена можливість забезпечення її безпечної експлуатації у всіх режимах, включаючи аварійні ситуації та аварії з урахуванням характерних для цього майданчика факторів, у тому числі:
стану ґрунтів і підземних вод;
природних явищ та подій;
зовнішніх подій, пов'язаних з діяльністю людини;
існуючих та перспективних екологічних і демографічних характеристик регіону розміщення АЕС;
умов зберігання та транспортування свіжого і відпрацьованого ядерного палива (ВЯП), а також радіоактивних відходів (РАВ);
можливість реалізації захисних заходів на випадок важких аварій.
3.2.2У ТЕО розглянуті всі зазначені в п.3.2.1 фактори. Зокрема, за природними умовами, майданчик відповідає вимогам нормативних документів [1.5,1.5,1.5] та міжнародним рекомендаціям [1.5]:
за сейсмічними характеристиками ПЗ=5 балів, МРЗ=6 балів (не допускається більше 8 балів);
за станом ґрунтів - карстових процесів, просадних, сильностискуваних ґрунтів немає;
максимальні горизонти паводків поталих і дощових вод на р. Горинь не ставлять небезпеки для споруд АЕС із урахуванням планувальних оцінок майданчика (206,00 м);
рівень ґрунтових вод (РГВ) становить від 3,00 до 4,00 м (потрібно не менше 3,00 м);
повторюваність протягом року слабких вітрів до 2 м/с - 26%, туманів - 26% (потрібно менше 40%).
З урахуванням рекомендацій [1.5], розрахункові акселерограми для МРЗ нормувалися на пікове прискорення грунту 0,1g.
До природних умов, які обмежують розміщення АЕС, відноситься розташування майданчика в смерченебезпечному районі - Кр=2,75 (фактор є несприятливим, розміщення допускається при здійсненні інженерних заходів). Прийняті технічні рішення враховують даний фактор, зокрема, при будівництві енергоблоків №3,4 бризкальні басейни системи охолодження відповідальних споживачів реакторного відділення енергоблоків №3,4 передбачається обладнати смерчезахистом.
3.2.3За впливами зовнішніх факторів техногенного характеру на безпеку, у тому числі зовнішньої пожежі та зовнішнього вибуху, майданчик відповідає вимогам та рекомендаціям [1.5-1.5] і є прийнятним для розміщення АЕС. У ТЕО розглянуте територіальне розташування промислових підприємств, військових об'єктів, транспортних споруд, на яких можуть відбутися аварії або зовнішні екстремальні впливи. Виконаний аналіз свідчить про наступне:
пожежі, які можуть виникнути за межами та у межах майданчика АЕС, не здійснять впливів на об'єкти важливі для безпеки, що знаходяться в районі енергоблоків;
розглянуті зовнішні потенційні джерела не являють небезпеки, тому що рівні впливу ударної хвилі при аварійних ситуаціях, що супроводжуються вибухом, на порядок нижче розрахункових значень, прийнятих у проекті для РВ і РДЕС.
3.2.4За екологічними умовами майданчик відповідає вимогам, викладеним у нормативних документах [1.5,1.5-1.5].Зокрема, в [1.5] на підставі результатів проведених ЛьвівОРГРЕС досліджень водоймища-охолоджувача (ВО) та виконаного Харківським інститутом УкрНДЕП математичного моделювання процесів у ВО при роботі 4-х енергоблоків, сформульовані рекомендації з покращення охолоджувальної здатності ВО для забезпечення усталеної роботи АЕС на номінальній потужності чотирьох енергоблоків ВВЕР-1000, у тому числі за несприятливими (жаркими) гідрометеоумовами у літній період.
Відповідно до розрахунків водогосподарчого балансу [1.5], сток р. Горинь у березні-квітні року 95% забезпеченості є достатнім для підживлення водоймища при експлуатації 4-х енергоблоків ХАЕС.
Для господарчо-питного водопостачання АЕС та житлового містечка (м. Нетішин) передбачене єдине джерело – артезіанський водозабір. Передбачається розширення існуючого артезіанського водозабору чотирма резервними артсвердловини (20% від загальної кількості свердловин) відповідно до вимог СНиП [1.5]. Горбашевський водоносний горизонт, що експлуатується Нетішинським водозабором, є добре захищеним від поверхневого забруднення потужною туфовою товщею. Безпосереднього взаємозв'язку між водоносним горизонтом глибокого залягання та ґрунтовими водами не виявлено. Ріка Горинь є проточним водним об'єктом і не може бути джерелом забруднення глибокозалеглого горбашевського водоносного горизонту. Для запобігання хімічному та мікробному забрудненню водоносного горизонту Нетішинського водозабору передбачені три пояси зони санітарної охорони (I пояс – зона суворого режиму, II, III пояси – зони обмеження господарської діяльності).
^ 3.2.5За соціальними умовами майданчик відповідає міжнародним рекомендаціям [1.5]:
середня щільність населення ЗС 74 осіб/км2 (рекомендоване менше 100 осіб/км2);
міста з чисельністю населення від 100 тис.осіб у радіусі 30 км відсутні;
чисельність населення м. Нетішин 34,75 тис.осіб (рекомендовано менше 50 тис.осіб);
у ЗС відсутні заповідники державного значення;
відстань до р. Горинь 1,90 км, (рекомендовано більше 1 км);
у СЗЗ не розміщуються житлові будинки, суспільні споруди, дитячі та лікувально-оздоровчі установи, об'єкти господарчо-питного водопостачання, промислові та підсобні споруди, що не належать до ХАЕС;
територія упоряджена та озеленена;
при використанні земель і водойм, розташованих навколо АЕС, здійснюється обов'язковий радіологічний контроль.
3.2.6Схеми та технології зберігання і транспортування свіжого та відпрацьованого ядерного палива нових енергоблоків №3,4 будуть аналогічні тим, що використовуються на діючих енергоблоках №1,2 ХАЕС. Система поводження з РАВ на нових блоках подібна діючій системі. Можливість реалізації та достатність захисних заходів на випадок важких аварій підтверджена обґрунтуванням діючих аварійних планів на ХАЕС. 3.2.7Виходячи з результатів аналізу, у ТЕО зроблений висновок щодо відповідності в цілому майданчика ХАЕС вимогам нормативних документів та міжнародним рекомендаціям за всіма зазначеними у п.3.2.1 факторами.
^ 4ОСНОВНІ ТЕХНІЧНІ РІШЕННЯ
Інформація, представлена в Розділі 4 ІАО, деталізована в матеріалах ТЕО [1.5-1.5,1.5].
4.1Загальна інформація 4.1.1Планований проектний строк експлуатації енергоблоків №3,4 ХАЕС становить 50 років і підлягає уточненню на стадії «проект». Блоки призначені для виробництва електроенергії в базовому режимі з можливістю їхньої роботи в режимі регулювання потужності. Умови реалізації та конкретні характеристики таких режимів будуть визначені на стадії «проект». ^ 4.1.2Спрощена принципова схема енергоблоків №3,4 ХАЕС представлена на 1.1.1. До складу кожного енергоблоку входить:
реакторне відділення (РВ);
турбінне відділення (ТВ), включаючи машинний зал та деаераторне відділення.
Крім того, експлуатація енергоблоків вимагає наявності допоміжних споруд (див.п.4.4 цього ІАО).
4.1.3Спорудження енергоблоків №3,4 передбачається з використанням існуючих будівельних конструкцій РВ, резервної дизельної електростанції (РДЕС) та інших об'єктів незавершеного будівництва. При цьому, на об'єктах незавершеного будівництва виконуються ремонтно-відновлювальні роботи, обсяг яких визначений за результатами обстеження та оцінки технічного стану цих об'єктів. ^ 4.2Реакторне відділення 4.2.1Для РВ нових енергоблоків №3,4 використані технічні рішення, подібні до реалізованих на діючому блоці №2 ХАЕС, з урахуванням змін та доробок, пов'язаних з новою реакторною установкою (РУ).
Згідно з висновками конкурсної комісії, рекомендаціями науково-тех-нічної ради Мінпаливенерго та рішенням колегії Мінпаливенерго [1.5], в якості РУ для нових блоків у ТЕО розглядається реакторна установка типу В-392
^ 4.2.2До основного технологічного обладнання та систем першого контуру відносяться:
головний циркуляційний контур (ГЦК);
система компенсації тиску;
системи нормальної експлуатації, важливі для безпеки;
системи безпеки.
Рис.1.1.1Спрощена принципова схема енергоблоку.
^ 4.2.3До складу головного циркуляційного контуру входять:
ядерний енергетичний реактор В-392 корпусного типу з водою під тиском;
чотири циркуляційні петлі, кожна з яких включає:
парогенератор (ПГ) типу ПГВ-1000М;
головний циркуляційний насосний агрегат ГЦНА-1391;
головні циркуляційні трубопроводи (ГЦТ), що з'єднують обладнання петель з реактором.
Обладнання та трубопроводи РУ розташовані в герметичній оболонці (1.1.1).Компактність розташування основного обладнання ГЦК та розміщення на одному рівні опор реактора, ПГ і головного циркуляційного насоса (ГЦН) дозволяє знизити термічні напруження в ГЦТ. Взаємне розташування обладнання та трубопроводів РУ дозволяє забезпечити надійну природну циркуляцію при непрацюючих ГЦН. Для обмеження зсуву обладнання та запобігання утворенню рухомих предметів, здатних зруйнувати герметичну оболонку при розриві трубопроводів, передбачені елементи кріплення, що утримують трубопроводи та рухливе обладнання від значних зсувів і ударів по сусідньому обладнанню.
Спрощена принципова схема ядерного енергетичного реактора В-392 представлена на 1.1.1.
1 - збірка внутрішньореакторних детекторів;
2 - блок верхній;
3 - блок захисних труб;
4 - шахта внутрішньокорпусна;
5 - вигородка;
6 - активна зона;
7 - корпус ядерного реактора
Рис.1.1.1Спрощена принципова схема ядерного енергетичного реактора В-392.
Водо-водяний енергетичний реактор на теплових нейтронах являє собою циліндричний сосуд, що складається з корпусу та зйомного верхнього блоку з кришкою. У корпусі розміщені внутрікорпусні пристрої та активна зона реактора, що складається з тепловиділяючих зборок.
Парогенератор ПГВ-1000М являє собою однокорпусний рекуперативний теплообмінний апарат горизонтального типу із зануреним трубним пучком коридорного розташування та призначений для виробництва сухої насиченої пари. Корпус парогенератора та колектори виготовлені з легованої конструкційної сталі.
Головний циркуляційний насосний агрегат ГЦНА-1391, призначений для створення циркуляції теплоносія в першому контурі, являє собою вертикальний відцентровий одноступінчастий насос із гідростатичним ущільненням вала, консольним робочим колесом, осьовим підведенням води та виносним електродвигуном.
ГЦТ складається з трубних елементів внутрішнім діаметром 850 мм та товщиною 70 мм, виготовлених безшовним способом з низьколегованої, вуглецевої сталі перлітного класу з плакуванням внутрішньої поверхні корозійностікою сталлю.
^ 4.2.4До складу системи компенсації тиску входять:
компенсатор тиску;
бак-барботер;
трубопроводи, що з'єднують компенсатор тиску та барботер між собою та з першим контуром;
арматура.
Система призначена для створення та підтримки тиску в першому контурі в стаціонарних режимах, обмеж