Атомные электростанции

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[6].

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[5].

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[8].

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.

Таблица 1. Характеристика суточных графиков электрических нагрузок Белорусской энергосистемы на 2018 год[8]

Наименование нагрузок	Зима		Лето
		рабочий день	выходной день	рабочий день	выходной день
1. Характерные величины нагрузок:
- максимальная	7714	6295	5833	4754
- минимальная ночная	4800	4751	3472	3444
- минимальная дневная	6977	5226	4907	4248
2. Деление нагрузок по зонам  суточного графика:
- базовая, тыс. кВт / %	4800 62,2	4751 75,5	3472 59,5	3444 72,4
- переменная, тыс. кВт / %	2914 37,8	1544 24,5	2361 40,5	1310 27,6
в том числе:
- полупиковая, тыс. кВт / %	2177 28,2	475 7,5	1435 24,6	804 16,9
- пиковая, тыс. кВт / %	737 9,6	1069 17,0	926 15,9	506 10,7
3. Доля в переменной нагрузке:
- полупиковой, %	74,7	30,7	60,8	61,3
- пиковой, %	25,3	69,3	39,2	38,7
4. Характеристики суточных графиков  относительные:
- плотность графика	0,851	0,866	0,841	0,889
- соотношение минимальной суточной  нагрузки к максимальной	0.622	0,755	0,595	0,724

 

Таблица 2. Прогнозируемые установленные мощности электростанций Белорусской энергосистемы к 2018 году[8]

 

Существующие электростанции с учётом реконструкции и  модернизации:	МВт	%
- крупные КЭС, включая Минскую  ТЭЦ-5	4270	36,85
- крупные ТЭЦ	3831	33,06
- ТЭЦ менее 50 МВт	214	1,84
- мини-ТЭЦ и блок-станции	620	5,35
-ГЭС	52	0,45
Всего существующих	8987	77,56
Электростанции для расширения ОЭС:
- Белорусская АЭС	2000	17,26
- новая КЭС на угле	400	3,45
- пиковые ГТУ	200	1,73
Всего расширения	2600	22,44
Итого по энергосистеме на 2018 год	11587	100

 

6. Возможные варианты АЭС для условий Республики Беларусь

Заслуживающим интереса для  условий Республики Беларусь, с учетом реалий сложившихся после чернобыльской  аварии, можно считать применение АТЭЦ и их более развитых вариантов  – АСТП.

Еще в конце  70-х годов  Белорусским отделением ВНИПИ энергопрома  были проведены исследования[15], позволившие определить основные предпосылки к применению АТЭЦ в республике[6]:

• значительный рост и высокая концентрация тепловых нагрузок, вызванных концентрацией промышленных предприятий и развитием жилищного строительства;
• дефицит и высокая стоимость жидкого и газообразного топлива, составляющего основу топливно-энергетического баланса Беларуси;
• техническая возможность размещения АТЭЦ и создания на их базе мощных теплоснабжающих систем;
• необходимость улучшения экологических условий городов за счет сокращения вредного действия энергоустановок на окружающую среду.

 

Возможные пути размещения АТЭЦ в Беларуси

Город	Годовая нагрузка на АТЭЦ, тыс. Гкал	Доля нагрузки АТЭЦ в общей  нагрузке города по горячей воде, %
Минск	4600	27,0
Гомель	4480	94,0
Витебск	3360	91,0
Могилев	2800	58,3
Брест	1790	93,0
Прочие города (Борисов, Бобруйск, Барановичи) в сумме	5200	89,0
ИТОГО:	22250

 

Результаты исследований тех лет показали, что при предполагавшемся сооружении АТЭЦ в городах Минске, Гомеле и Могилеве, а также атомной  конденсационной электростанции вместо соответствующей электростанции на привозных углях или местных  сланцах в Беларуси доля ядерного горючего в топливно-энергетическом балансе республики могла бы составить 27%. Суммарный экономический эффект при замещении угля ядерным горючим  составил бы около 170 млн. $.[5]

С учетом различных условий  эксплуатации в зависимости от сезона была определена предельная стоимость  ядерного топлива при которой  целесообразно применение АТЭЦ на тонну  условного топлива: 32 $. Был также  сделан важный вывод о целесообразности сооружения АТЭЦ с теплофикационно-конденсационными турбинами в Минске, Гомеле, Могилеве.

В настоящее время при  сохранении этой концепции более  предпочтительным  является сооружение в близи вышеперечисленных городов  АСТП. В пользу этого можно добавить, что на станциях АСТП отсутствует  выработка электроэнергии и потому давление в реакторе может быть выбрано  достаточно низким, что существенно  удешевит оборудование и повысит  надежность и безопасность работы. Это позволит снять вопрос о необходимости  значительного удаления станции  от крупных городов. Активная зона реакторов  АСТП рассчитана на длительность компании 6-7 лет с частичными перегрузками топлива 1 раз в 2 года. Низкие параметры  теплоносителя, малая напряженность  активной зоны и наличие большого количества подогретой воды в корпусе  делают работу реактора в переходных процессах более спокойной, а  специальная («интегральная») компоновка максимально сокращает трубопроводы больших диаметров.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

7. Заключение

 

 

 

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[8].

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список использованной литературы

 

 

 

 

1. Макаров А. А., Волкова Е. А., Браилов В. П. “От первой в мире АЭС к атомной энергетике ХХI века». Обнинск, июнь 2006 г.
2. Маргулова Т. Х., Порушко Л. А. Атомные электрические станции. – Учебник для техникумов. – М.: Энергоиздат, 2005 г.
3. Стерман Л. С. и др. Тепловые и атомные электрические станции: Учебник для ВУЗов / Л. С. Стерман, В. М. Ладыгин, С. Г. Тишин. – М.: Энергоатомиздат, 2005.
4. Самойлов М.В. Основы энергосбережения: Учебное пособие. / М.В.Самойлов, В.В. Паневчик, А.Н. Ковалев. –Мн.: БГЭУ, 2002.
5. Основы энергосбережения: Учебное пособие/Б.И. Врублевский, С.Н. Лебедев и др.; Под ред. Б.И. Врублевского.- Гомель: ЧУП "ЦНТУ "Развитие", 2005.
6. Свидерская О.В. Основы энергосбережения: пособие / О.В. Свидерская.- Мн.: Акад. упр. при Президенте Респ. Беларусь, 2006.
7. http://ru.wikipedia.org/wiki/АЭС
8. О Республиканской программе энергосбережения на 2006 – 2010 годы.

     Постановление Совета Министров Республики Беларусь от 2 февраля 2006г       

      №137// Национальный реестр правовых актов Республики Беларусь, – 2006.

9. Основы Энергосбережения учебно-методический комплекс для студентов экономических специальностей. Минск Изд-во МИУ, 2009.