Атомные электрические станции: состояние, проблемы, перспективы строительства в Республике Беларусь. 4

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УО «БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» 
 

     Кафедра технологии важнейших отраслей промышленности 
 
 
 
 
 
 
 

     РЕФЕРАТ 

     по  дисциплине: Основы энергосбережения

на тему: Атомные электрические станции: состояние, проблемы, перспективы строительства в Республике Беларусь. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

     Студентка

     ФМЭО, 2 курс, ДАЗ-3                   (подпись)            Д. С. Багринцева

      (дата) 
 

     Проверила                                         (подпись)   М. В. Михадюк

      (дата)                                                                                                                                 
 
 

     МИНСК 2010 

Энергетическая  отрасль – одна из ведущих в  Беларуси. От ее стабильной и эффективной  работы, обеспечения надежного и  бесперебойного энергоснабжения зависит  работа всех других отраслей народного  хозяйства республики, комфорт и  благополучие граждан.

Проблемы  и перспективы  развития 
 

1. Общее состояние  энергетики Беларуси 
 
 

В Беларуси начато создание новой отрасли - ядерной  энергетики. Какие  экономические выгоды принесет республике реализация этого  проекта?  
В Беларуси планируется построить атомную электростанцию в составе двух энергоблоков общей мощностью около 2,4 тыс. МВт с вводом в эксплуатацию первого энергоблока в 2016 году и второго – в 2018 году. Строительство АЭС позволит укрепить энергетическую безопасность страны, снизить себестоимость производства электроэнергии, а, следовательно, и рост тарифов на ее отпуск. Уменьшатся выбросы парниковых газов, будут выведены из работы устаревшие и малоэффективные генерирующие мощности. Расчеты, выполненные учеными НАН Беларуси, показали, что с пуском АЭС себестоимость электроэнергии в целом по энергосистеме снизится примерно на 20%, при этом в расчетах не принималось повышение цен на газ. Годовой объем закупок природного газа сократится на 4-5 млрд. куб.м. Как показывает анализ, топливная составляющая в себестоимости производства электрической энергии на АЭС составляет в мире от 12 до 25%, в то время как на обычных электростанциях - около 70%. В абсолютных ценах топливная составляющая на АЭС колеблется от 0,2 до 1 цента на 1 кВт.ч, на обычных тепловых электростанциях у нас в стране в 2009 году эта величина составила 5,63 цента на 1 кВт.ч. Таким образом, рост цен на урановое сырье (оно в топливной составляющей 8-10%) не приведет к значительному росту тарифов, как при росте цен на органическое топливо. Следует также отметить, что строительство атомной электростанции будет способствовать экономическому и социальному развитию региона размещения АЭС. Выполнение заказов для АЭС позволит поднять технический, технологический уровень промышленных предприятий республики и повысить квалификацию кадров. Опыт, приобретенный при строительстве АЭС, в перспективе позволит использовать промышленный и кадровый потенциал страны при возведении объектов ядерной энергетики как в республике, так и за рубежом. 
Инвестиции в развитие отечественной энергетики постоянно растут. За 2006-2010 годы на реконструкцию и строительство объектов энергосистемы направлено $2762 млн. В 2011 годах на модернизацию основных производственных фондов белорусской энергосистемы (без учета строительства АЭС) планируется направлять ежегодно порядка $610 млн. Не мало важно привлечение иностранных инвестиций.

 
В настоящее время в рамках реализации Концепции энергетической безопасности Министерство энергетики разрабатывает  Государственную программу модернизации основных производственных фондов белорусской  энергетической системы на 2011–2015 годы. Этот период предшествует главному событию  в белорусской энергетике – вводу  в эксплуатацию в 2016 и в 2018 году энергоблоков атомной электростанции. Для обеспечения  надежной работы энергосистемы после  ввода АЭС необходима уверенность  в работоспособности существующего  оборудования и наличие необходимого и достаточного резерва мощности, который будет задействован на время  регламентных установок ядерных  энергоблоков.  
 
Для этого в период с 2011 по 2015 годы в целях повышения надежности и экономичности работы существующих энергоисточников планируется модернизация и реконструкция оборудования с повышением эффективности. Такеже получит развитие системообразующая сеть белорусской энергосистемы, а также межгосударственные линии электропередачи. Планируется к пуску первого блока белоруской АЭС построить 400 км линий электропередачи напряжением 330 кВ и еще 200 км – к вводу второго.

 
Ввод в перспективе запланированных  мощностей повысит эффективность  работы энергосистемы и значительно  сократится износ основных фондов. Будет полностью выведено из эксплуатации неэффективное оборудование, создан необходимый резерв мощности  для полного и надежного электроснабжения потребителей. Кроме того, будет обеспечена возможность перехода энергосистемы на самобаланс по электрической мощности и энергии и созданы предпосылки для экспорта электроэнергии.

 
Для осуществления стабильного импорта (обмена) электроэнергии мы планируем  усиление внешних связей с соседними  государствами, что предполагает создание технической возможности для  увеличения в перспективе экспорта электроэнергии в сопредельные государства  и транзита электроэнергии через  территорию республики, а также диверсификации поставок электроэнергии в нашу страну.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

ОСОБЕННОСТИ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ АЭС В БЕЛОРУССКОЙ ЭНЕРГОСИСТЕМЕ

   Сооружение Белорусской АЭС с вводом первого энергоблока 1000 МВт в 2016 году и второго 1000 МВт в 2018 году по доле мощности АЭС приблизит Белорусскую энергосистему к уровню энергосистем таких стран как США, Германия, Англия, Япония, Финляндия, опередив Россию, Китай, Индию и другие страны.

    Это обусловливает необходимость  глубокой и всесторонней оценки  влияния АЭС на все сферы  энергетического хозяйства и, прежде всего, на загрузку и режим работы традиционных электростанций Белорусской энергосистемы. Объективность и качество такой оценки во многом зависят от правильного определения технических возможностей энергооборудования и методологии оценки получаемого совокупного экономического эффекта.

 Положение с ценами на энергоносители на мировом рынке к настоящему времени сложилось таким образом, что покупка ядерного горючего обходится во много раз дешевле, чем эквивалентного количества нефти, природного газа и других видов топлива. Есть основание ожидать, что в будущем этот разрыв в ценах на энергоресурсы будет возрастать. В таких условиях АЭС являются наименее затратными производителями энергии, что привлекает многие страны к их сооружению.

 Наиболее  характерным, можно сказать, типичным побудительным мотивом к строительству АЭС служит рост потребительского спроса на электроэнергию при ограниченных возможностях его удовлетворения за счёт действующих традиционных электростанций. В этом случае мощность вводимой в эксплуатацию АЭС расходуется на покрытие прироста электрической нагрузки и на восполнение дефицита мощности в энергосистеме. В такой ситуации использование АЭС оказывает умеренное и не столь болезненное влияние на загрузку и режим работы существующих электростанций, не ухудшает серьёзным образом их технико-экономические показатели. Чтобы максимально снизить такое влияние, применяются способы регулирования мощности в энергосистеме с участием самих АЭС. Для этого используется техническая возможность 10-ти процентной ежесуточной разгрузки атомных энергоблоков, а также сооружаются сопутствующие АЭС специальные пиковые энергоустановки в виде пиковых ГТУ и напорно-аккумулирующих гидроэлектростанций (НАГЭС).

 Как показывает анализ, таких условий  для сооружения АЭС в Белорусской энергосистеме на ближайшие 10-15 лет нет. Согласно прогнозным расчётам, максимальная электрическая нагрузка энергосистемы в период с 2000 года по 2018 год (год выхода АЭС на проектную мощность в 2 млн. кВт) увеличится в 1,3 раза, будет прирастать со средним ежегодным темпом в 1,6% и в 2018 г. достигнет 7714 МВт. Если учесть, что в бытность СССР естественный ежегодный прирост электрических нагрузок в энергосистемах оценивался в 4%, то следует признать, что полученный прирост нагрузки для Белорусской энергосистемы является весьма низким, недостаточным для ускоренного освоения мощности атомных энергоблоков.

 В то же время в течение всего рассматриваемого периода в Белорусской энергосистеме не проявляется дефицит мощности. Установленная электрическая мощность ныне действующих электростанций, которая на сегодняшний день составляет 7888 МВт и при осуществлении всех намеченных мероприятий по их реконструкции и модернизации к 2018 году может быть доведена до 8987 МВт, в течение всего предстоящего десятилетия будет превышать ожидаемый максимум электрической нагрузки в энергосистеме не менее как на 15%.

 Это означает, что истинный побудительный  мотив, определивший принятие решения о строительстве Белорусской АЭС, а равно и новой КЭС на каменном угле, лежит не в традиционной плоскости электроэнергетического баланса энергосистемы, а в плоскости более общих и более значимых стратегических интересов нашего государства к вопросу будущего энергообеспечения. Основную роль в этом решении сыграло острое желание избавиться от исторически сложившегося и ставшего экономически ущербным моноресурсного топливно-энергетического баланса, в котором уже долгое время доминирует растущий в цене российский природный газ, занимая долю, близкую к 80%, и тем самым повысить энергетическую безопасность страны при одновременном снижении затрат на производство электроэнергии.

 Выходящая за рамки традиционности, особенность побудительного мотива сооружения Белорусской АЭС и угольной КЭС обусловливает и иное, более сильное влияние этих электростанций на важнейшие сферы энергетического хозяйства страны, таких как ТЭБ, системы теплоснабжения и особенно на загрузку и режим работы действующих электростанций энергосистемы.

 Влияние в ТЭБ проявляется в сокращении расхода природного газа в размере  не менее 6 млн. т у.т. в год, что составляет около 27% современного его потребления; в суточном и годовом режимах потребления газа в сторону большей неравномерности, что существенно повышает роль суточных и сезонных газохранилищ; в распределении потоков природного газа по территории республики.

 Влияние на системы теплоснабжения в основном сказывается на экономическом соотношении комбинированной и раздельной схемы теплоэлек-троснабжения. Войдя в эксплуатацию, АЭС и угольная КЭС становятся замыкающими в энергосистеме по производству электроэнергии. Имея меньшие себестоимости этого производства, по сравнению с ТЭЦ, работающими на природном газе, они повышают экономическую эффективность раздельной схемы до уровня, когда она становится конкурентноспособной по отношению к комбинированной, открывая тем самым дорогу к более широкому использованию газовых котельных. Кроме того, создаются более благоприятные экономические условия для непосредственного применения электроэнергии в теплоснабжении, например, в теплонасосных схемах.

 Влияние АЭС и угольной КЭС на загрузку и режим работы действующих электростанций в Белорусской энергосистеме столь значительно и многообразно, что необходимы комплексные исследования и оптимизация с применением математического моделирования и вычислительной техники.

  Чтобы предметно рассмотреть этот вопрос в ограниченных рамках реферата, следует кратко проанализировать покрытие суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы на перспективу 2018 года, когда в эксплуатацию будут введены два энергоблока на АЭС по 1000 МВт каждый и два энергоблока на угольной КЭС по 200 МВт. Общая установленная мощность обеих электростанций составляет 2400 МВт. В каком режиме им работать — в базовом или манёвренном — определяется самой идеей их создания: максимальное замещение расхода природного газа в энергосистеме и наибольшее снижение затрат на производство электроэнергии. Белорусская АЭС, и угольная КЭС должны использоваться в базовой зоне суточных графиков электрической нагрузки энергосистемы и, по возможности, работать с полной загрузкой в течение года. Весь вопрос состоит в том: в состоянии ли Белорусская энергосистема, при ожидаемых суточных графиках электрической нагрузки, обеспечить им такое использование, и как при этом изменится загрузка и режим работы всех других электростанций энергосистемы, и какими будут внешние электроэнергетические связи республики.

 Плотность и форма суточных графиков нагрузок в значительной мере зависят от соотношения в развитии производств разной электроёмкости и доли нагрузки жилищно-коммунального сектора. Оба этих показателя имеют на перспективу вероятностный характер. В условиях, когда идёт жёсткая борьба за снижение энергоёмкости внутреннего валового продукта (ВВП), с одной стороны, и за расширение экспорта отечественной продукции, с другой, имеет смысл задавать суточные графики нагрузок вариантно и вариантно решать вопрос их покрытия.

 Суточные графики на 2018 год из работы Объединённого института энергетических исследований - Сосны НАН Республики Беларусь представлены в приложении, графики для зимнего и летнего рабочего и выходного дня представлены в таблице 1 и на рис. 1, а их развёрнутая характеристика — в таблице 2. Максимальные значения полной, базовой и полупиковой нагрузки приходятся на зимний рабочий день и только максимум пиковой нагрузки характерен для зимнего выходного дня. В летний период нагрузка рабочего и выходного дня составляет три четверти от соответствующей зимней.

 Влияние АЭС и угольной КЭС на загрузку и режим работы действующих электростанций нагляднее всего видно из баланса электрических нагрузок и рабочей мощности электростанций, дифференцированно по базовой, полупиковой и пиковой зонам суточных графиков нагрузок.

 Суммарная рабочая мощность всех электростанций энергосистемы на 2018 год (табл. 3) определится по установленной за минусом резерва мощности, принимаемого в размере 10%, и недоиспользования электрической мощности на ТЭЦ из-за недогрузки ТЭЦ по теплоте, оцениваемого в 15%. Таким образом, суммарная рабочая мощность составит 9728 мВт с превышением максимальной электрической нагрузки энергосистемы на 2014 МВт, т.е. более чем на 20%. Это означает, что в Белорусской энергосистеме при вводе в эксплуатацию АЭС и угольной КЭС образуется весьма значительный избыток мощности, для реализации которого внутри республики, при темпах ежегодного прироста максимальной электрической нагрузки в 1,6%, потребуется более 16 лет.

 Участие различных категорий электростанций в покрытии максимальной электрической  нагрузки зимнего рабочего дня показано в таблице 4. По зонам суточного  графика нагрузки это участие  выглядит следующим образом.

 Базовая нагрузка (4800 МВт) на 50% покрывается введёнными в эксплуатацию АЭС и угольной КЭС, на 43% — существующими ТЭЦ и только на 7% — существующими КЭС, работающими на природном газе. Около 52% рабочей мощности ТЭЦ используется в базовой зоне графика нагрузки с выработкой электроэнергии по теплофикационному циклу, а 48% должно быть переведено в манёвренный режим для покрытия полупиковой нагрузки. Присутствие существующих КЭС в базовой зоне суточного графика ограничивается техническим минимумом мощности участвующих в покрытии нагрузки конденсационных энергоблоков (около 30% от номинальной), а вся остальная мощность этих энергоблоков должна использоваться в манёвренном режиме, при этом лишь 25% для покрытия полупиковой нагрузки и 45% — пиковой.

 Полупиковая нагрузка (2177 МВт) в основном, на 87%, покрывается рабочей мощностью действующих ТЭЦ, используемых в манёвренном режиме, и только на 13% — за счёт действующих КЭС.

 Пиковая нагрузка (737 МВт) покрывается на 27% введёнными в эксплуатацию новыми пиковыми ГТУ, на 7% — существующими ГЭС и на 66% — за счёт рабочей мощности действующих КЭС, приспособленных для покрытия пиковой нагрузки.

 Этого примера достаточно, чтобы назвать основные проблемы, которые придётся решать в энергосистеме в связи с переходом на частичное использование ядерного горючего и каменного угля в целях сокращения расхода природного газа.

 Во-первых, вопрос формирования и использования избыточной мощности, который надо решать заблаговременно с учётом развивающихся энергетических связей с соседними странами, а также при планировании дальнейшего развития отечественных производительных сил.

 Во-вторых, становится совершенно очевидным, что без использования манёвренных возможностей ТЭЦ в покрытии суточных графиков нагрузок не обойтись. Это должно явиться одним из важнейших технических мероприятий в энергосистеме на ближайшие годы с таким расчётом, чтобы при вводе в эксплуатацию АЭС и КЭС на угле, действующие ТЭЦ смогли взять на себя основную наибольшую часть полупиковой нагрузки.

 В-третьих, в условиях избытка электрогенерирующей мощности нет рациональной целесообразности идти по пути строительства специальных пиковых гидроаккумулирующих электростанций, требующих значительных капвложений и потенциально увеличивающих этот избыток. Имеет смысл изыскать возможность получения пиковой мощности на существующих КЭС и ТЭЦ, используя системы аккумулирования теплоты и электроэнергии и другие технические решения. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Вывод 
 
 

Сооружение  Белорусской АЭС с вводом первого энергоблока 1000 МВт в 2016 году и второго 1000 МВт в 2018 году по доле мощности АЭС приблизит Белорусскую энергосистему к уровню энергосистем таких стран как США, Германия, Англия, Япония, Финляндия, опередив Россию, Китай, Индию и другие страны. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 1. Суточные графики электрических  нагрузок Белорусской энергосистемы  на 2018 год 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

а) Рабочий день

Часы  суток, ч

б) Выходной день

Часы  суток, ч 

Рис. 1. Перспективные суточные графики электрических нагрузок Белорусской энергосистемы на 2018 год 
 
 

Таблица 2. Характеристика суточных графиков электрических нагрузок Белорусской энергосистемы на 2018 год 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

Таблица 3. Прогнозируемые установленные мощности электростанций Белорусской энергосистемы к 2018 году