начальник Отдела координации научно-технической деятельности «Концерна Энергоатом», кандидат технических наук
Известно, что сжигание органического топлива при раздельном производстве 
электроэнергии на электростанциях и отопительного тепла в водогрейных котельных менее эффективно, чем при их комбинированной выработке на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Объясняется это тем, что при раздельном производстве высокий потенциал тепла дымовых газов котельных используется только на нагрев воды для сетей теплоснабжения до 120-1500С. А на электростанциях отработанное низкотемпературное тепло (30-40оС) сбрасывается из конденсатора турбины через пруд-охладитель или градирню в окружающую среду.
При комбинированной выработке высокий потенциал тепла используется в паровой турбине ТЭЦ сначала для производства электроэнергии, а затем частично отработанный пар отбирается для нагрева отопительной сетевой воды. В окружающую среду сбрасывается только минимум тепла отработанного пара, который проходит в конденсатор турбины.
Поэтому ТЭЦ при равенстве объёмов выработки с объемами выработки при раздельном производства тепловой и электрической энергии расходуют суммарно меньше органического топлива и создают меньшую тепловую нагрузку на окружающую среду. Следует заметить, что нередко отопительного тепла требуется больше, чем могут отпустить ТЭЦ. Поэтому для покрытия этого спроса строят пиковые водогрейные котельные.
Все сказанное справедливо и при использовании ядерного топлива для выработки отопительного тепла и электроэнергии. Поэтому, для экономии ядерного топлива и уменьшения теплового загрязнения окружающей среды целесообразно строить атомные ТЭЦ (АТЭЦ). Однако, в силу высокой капиталоёмкости атомных котельных по-прежнему выгоднее будет строить пиковые котельные на органическом топливе.
Наиболее технически подготовленным для атомной теплофикации было и остаётся использование нерегулируемых отборов пара от конденсационных атомных электростанций.
Действующие в стране конденсационные АЭС наряду с производством электроэнергии позволяют отбирать от турбин часть пара для нужд отопительного теплоснабжения, что сберегает углеводородное топливо и уменьшает загрязнение окружающей среды. В европейской части страны на близлежащих к ним территориях «атомным» теплом можно обеспечивать – это экономически оптимально — до 85% годовой в нем потребности. Однако этот потенциал почти не используется, хотя, по оценкам, с его помощью можно сберегать ежегодно до 2 млрд. кубометров природного газа.
Экологическая и экономическая эффективность теплофикационного отпуска тепла от АЭС определяется тем, что для отопительного теплоснабжения отбор собственно реакторного тепла не превышает трети тепла, отпускаемого потребителю. Остальное тепло отпускается за счёт уменьшения его сбросов в окружающую среду.
При отпуске тепла от ядерных энергоисточников, в том числе нерегулируемых отборов пара, предъявляются специальные требования по защите теплоносителя в сети теплоснабжения потребителей от радиоактивных продуктов. Эта защита обеспечивается следующим образом:
— тепло от реакторного теплоносителя отводится через промежуточную греющую среду; — подогрев теплоносителей – промежуточного и в сети теплоснабжения потребителей — проводится только через герметичные теплопередающие поверхности; — давление греющей среды устанавливается ниже давления сетевого теплоносителя;
— в случае аварийного попадания радиоактивных веществ в сетевой теплоноситель должно происходить немедленное отключение теплосети от сетевого теплообменника, который должен находиться на территории станции.
Отпуск тепла от конденсационных АЭС с разного типа реакторами осуществляется сейчас в соответствии с перечисленными требованиями по обеспечению радиационной безопасности сетевого теплоносителя. Независимо от того, что тепловая схема АЭС с водографитовыми реакторами канального типа – одноконтурная, а у АЭС с водо-водяными реакторами корпусного типа и реакторами типа БН – двухконтурная, отпуск тепла потребителям организован таким образом, что нагретая сетевая вода циркулирует только в третьем по отношению к активной зоне реактора контуре.
Давление в нём поддерживается выше максимально возможного давления в первом из контуров, что исключает попадание радиоактивных отходов в сетевую воду при нарушении теплообменной поверхности бойлеров.
Как отмечалось, использование тепла действующих конденсационных АЭС для нужд теплоснабжения сегодня далеко от оптимального. Сложившаяся практика их строительства и эксплуатации, а также объектов с ними связанных, показала, что если вопросы теплоснабжения самих АЭС решаются после их пуска, то присоединение других потребителей зачастую задерживается на неопределённый период.
В результате складывается парадоксальная ситуация: при наличии больших потенциальных возможностей по отпуску тепла действующими АЭС для теплоснабжения поселков и близлежащих городов используется в больших объёмах дефицитное органическое топливо.
Надо заметить, что до 1984 года отпуск тепла внешним потребителям в хозяйственной деятельности конденсационных АЭС вообще не планировался, а в 2005 году отпуск тепла всеми АЭС концерна «Росэнергоатом» составил 2728 тыс. Гкал. Хотя, как показано ниже, отпуск тепла потребителям только станциями с реакторами типа ВВЭР и БН может быть увеличен на 7353 тыс. Гкал.
Ниже приводятся ориентировочные расчёты возможного увеличении отопительного теплоснабжения от действующих конденсационных АЭС на примере станций с реакторами ВВЭР и БН и расчёты возможного сокращения антропогенных выбросов углекислого газа СО2 в случае замещения при этом сжигания природного газа.
Балаковская АЭС. В эксплуатации находится 4 энергоблока с реакторами ВВЭР-1000. Суммарная расчётная мощность всех теплофикационных теплообменников 914 МВт. При экономически обоснованном её использовании сверх нужд объектов промплощадки можно было бы отпускать 4070 тыс. МВт.ч. тепла в год. При таком отпуске годовое замещение потребления природного газа котельными и ТЭЦ г. Балаково составит 393 700 000 м3, а сокращение атмосферных выбросов СО2 достигнет 737 900 т/год.
Калининская АЭС. В эксплуатации находится 3 энергоблока с реакторами ВВЭР-1000, суммарная расчётная мощность теплофикационных теплообменников 419 МВт. При экономически обоснованном отборе тепловой мощности в 5600 часов в году отпуск тепла составит 2017 тыс. Гкал. Сейчас загрузка не превышает 730 тыс. Гкал. При использовании всей расчётной мощности теплофикационных теплообменников отпуск тепла для внеплощадочных потребителей достигнет 1288 тыс. Гкал в год. При потребление природного газа котельными г. Удомля оно сократится на 178 880 000 м3,а атмосферные выбросы СО2 сократятся на 335 300 т.
Нововоронежская АЭС. В эксплуатации находятся 2 энергоблока с реакторами ВВЭР–440 и 1 энергоблок с реактором ВВЭР-1000. Установленная мощность теплофикационных теплообменников 249 МВт. Экономически обоснованное использование такой мощности потенциально может обеспечить отпуск тепла в объёме 1220 тысяч МВт.ч. в год, так как тепловые нагрузки внеплощадочных потребителей составляют 334 МВт. При подключении внеплощадочных потребителей ежегодное сокращение потребления котельными Ново-Ворнежа в случае природного газа составит 145 690 000 м3 . При этом атмосферные выбросы СО2 сократятся на 271 900 т.
Волгодонская АЭС. В эксплуатации находится один энергоблок с реактором ВВЭР-1000. Установленная мощность теплофикационных теплообменников 232 МВт. При выборе площадки для строительства станции предполагалось, что централизованным теплоснабжением от АЭС будут охвачены промышленные и коммунальные потребители Волгодонска. При экономически обоснованном в 5100 часов в год отборе тепловой мощности (соответствует климатическим условиям Баку) годовой отпуск тепла потребителям составит 1183 тыс. МВт.ч. В случае потребление природного газа котельными города сокращение составит 141 280 000 м3,а атмосферные выбросы СО2 сократятся на 264 800 т.
Кольская АЭС. В эксплуатации находятся 4 энергоблока с реакторами ВВЭР-440, установленная мощность теплофикационных теплообменников 145 МВт. В настоящее время используется тепловая мощность в размере 42,3 МВт. Экономически обоснованное использование мощностей позволяет отпускать внеплощадочным потребителям 445 тыс. МВт тепла. Однако тепломагистраль от АЭС до посёлка «Полярные зори» отсутствует и сейчас осуществляется электрообогрев посёлка. При подключении потребителей поселка к АЭС ежегодное сокращение потребления природного газа в случае с котельными составит 54 220 000 м3, атмосферные выбросы СО2 сократятся на 101 600 т.
Белоярская АЭС. В эксплуатации находится один энергоблок с реактором БН-600. В год внеплощадочным потребителям можно было бы дополнительно отпускать 117,2 тыс. Гкал. При этом потребление природного газа котельными сократится на 16 270 000 м3, атмосферные выбросы СО2 сократятся на 30 500 т.
Итого, благодаря использованию для теплоснабжения части тепловой энергии только конденсационных АЭС с реакторами ВВЭР и БН потребление в случае природного газа сократится на 930 млн. м3. При экспортной реализации этого объёма по $240 за 1000 м3, а не на внутреннем рынке по $80, выручка «Газпрома» за год может дополнительно составить $148,8 млн.
Чтобы обеспечить указанный выше отпуск дополнительного тепла, в регионах размещения потребителей потребуются реконструкция теплосетевого хозяйства и строительство дополнительных теплосетей. Конечно, при этом придется учесть компенсацию потерь реакторной мощности АЭС в выработке электроэнергии из-за увеличения отбора пара от турбин.
Их можно будет компенсировать увеличением ядерных электрогенерирующих мощностей в этих регионах. Сейчас предполагается строительство 2-го энергоблока на Волгодонской АЭС, 4-го энергоблока на Калининской АЭС и нового энергоблока на Ленинградской АЭС. А на Балаковской АЭС необходимо построить 5-й энергоблок.
Генеральный директор концерна Сергей Обозов сообщил, что «Росэнергоатом» рассчитывает развернуть в 2009 году строительство новых энергоблоков одновременно на 9 площадках. Из этого следует, что в разрабатываемом сегодня проекте «АЭС-2006», преследующим, в том числе, цели замещения в электроэнергетике России газа ядерным топливом, должна учитываться и возможность использования атомных энергоблоков в регионах размещения достаточно мощных отопительно-промышленных потребителей тепла.
Оптимальное отношение теплофикационной мощности блоков по проекту «АЭС-2006» к общей мощности теплопотребления выбранного района будет, по оценкам, находиться в пределах 40-60%. Указанное обстоятельство должно быть учтено при разработке для проекта «АЭС-2006» профиля соответствующих паровых турбин. При ограниченности ресурсов на развитие атомной энергетики, экономически оптимальное использование тепловых мощностей конденсационных АЭС позволит увеличить замещение газа ядерным топливом.
В настоящее время в ОКБ машиностроения имени И. И. Африкантова сконструирована реакторная установка ВБЭР-300, которая всё чаще рассматривается в качестве основного варианта для будущих специализированных АТЭЦ. Её основные конструктивные решения основаны на апробированных и хорошо зарекомендовавших себя реакторах для судов военно-морского флота, имеющих уже свыше 6000 реакторолет безаварийной работы.
При высокой степени заводского изготовления она не требует такой машиностроительной базы, которая необходима для сооружения традиционных атомных конденсационных электростанций, и может быть реализована на других производственных мощностях. В настоящее время создано СП «Казатомпромом» и «Атомстройэкспртом» по строительству референтного энергоблока мощностью 300 Мвт на территории Казахстана.
Представляется интересным рассмотреть ту роль, которую такие энергоблоки технически смогут выполнять в энергосистемах для покрытия переменной части графиков электрической нагрузки. В ОКБМ им. А. А. Африкантова разработаны модификации ВБЭР-300 в двух-, трёх- и четырёхпетлевом вариантах. Для дальнейшего рассмотрения примем четырёхпетлевой вариант.
В конденсационном режиме, то есть без отбора пара из турбины для теплоснабжения, такой энергоблок будет иметь электрическую мощность 310 МВт. В теплофикационном режиме, с отбором части пара для нужд теплоснабжения, отпуск отопительного тепла в зависимости от нужд потребителей может меняться от 300 до 460 Гкал/час.
Соответственно электрическая мощность будет снижаться на 50-95 МВт, т. е. на 16-31%. Тем самым, без снижения тепловой мощности самой реакторной установки (900 МВт) можно будет уменьшать электрическую мощность в обмен на соответствующее увеличение отпуска тепловой энергии в систему теплоснабжения. Такой режим особенно выгоден в ночное время осенне-зимнего периода.
Острота вопроса об оперативном регулировании мощностей электростанций определяется тем, что значительная доля мощностей европейской части ЕЭС приходится на использующие органическое топливо тепловые электростанции с конденсационными паровыми турбинами (ГРЭС) и теплоэлектроцентрали с теплофикационными паровыми турбинами с регулируемым отбором пара (ТЭЦ).
ГРЭС обеспечивают базисную (постоянную) часть графиков электрической нагрузки энергосистем, так как имеют относительно узкий регулировочный диапазон — не более 50% номинальной мощности в случае газомазутного топлива и ещё меньше при сжигании угля, а также ограниченное число допускаемых остановок на ночь и выходные дни. ТЭЦ из соображений максимальной выработки электроэнергии при внешнем потреблении тепла также должны использоваться в базисной зоне графиков электрической нагрузки потребителей.
В ближайшей перспективе намечается ввод в эксплуатацию множества новых энергоблоков атомных электростанций. Их экономическая и экологическая эффективность в значительной мере определяется необходимостью сокращения потребления газомазутного топлива.
В случае строительства АЭС, требующих более высоких, чем ГРЭС, капиталовложений, атомные энергоблоки необходимо эксплуатировать как можно большее время, т. е. в базисе графиков электрических нагрузок энергосистем. Причем регулирование мощности АЭС возможно лишь в соответствии с регламентом работы их паропроизводительных установок, что усложняет покрытие ими полупиковых и пиковых нагрузок.
Трудности покрытия полупиковых нагрузок состоят также в том, что оборудование электростанций должно для этого разгружаться в ночные часы и на выходные дни в соответствии с допустимыми циклами температурных режимов их узлов. От частоты этих циклов и глубины разгрузки зависит надежность работы энергоустановок, в том числе повреждаемость металла оборудования.
Надо заметить, что ГРЭС, которые проработали свыше 100 тысяч часов с частыми разгрузками и в особенности с остановками, требуют дополнительных затрат на ремонт, что при дальнейшей эксплуатации все более сказывается на надежности их работы.
Базисные нагрузки энергосистем, т. е. электрические нагрузки, не снижающиеся в ночные часы и выходные дни, могут покрываться ГРЭС, конденсационными АЭС, ТЭЦ и передачей электроэнергии из других районов. В том случае, когда сумма мощностей электростанций, работающих в базисном режиме, превышает нагрузку в энергосистеме, приходится в допустимых пределах разгружать блоки АЭС и снижать нагрузку ТЭЦ по теплофикационному режиму.
Это ведет к ухудшению экономических показателей производства электроэнергии, а также к перераспределению нагрузок между энергосистемами за счет передачи электроэнергии по межсистемным линиям электропередачи из энергосистем с менее плотными графиками нагрузок и большей долей мощности АЭС в энергосистемы с более плотными графиками.
Помимо рационального покрытия полупиковых нагрузок при значительной доле неманевренного оборудования, возникает также потребность покрытия пиковых нагрузок энергосистем европейской части ЕЭС. Оно не всегда возможно лишь за счет гидро- и гидроаккумулирующих электростанций. Поэтому надо рассчитывать на вводы пиковых газотурбинных энергоустановок и использование некоторых недогруженных ГРЭС и ТЭЦ.
Однако нет уверенности в том, что газоснабжающая система страны сможет полностью удовлетворить пиковые потребности электростанций в газе. Поэтому представляет интерес рассмотрение возможного использования будущих АТЭЦ в обеспечении пиков графиков электрических нагрузок энергосистем и соответствующей экономической эффективности.
При сооружении АТЭЦ предполагается сохранить в соответствующем районе теплопотребления в качестве резервных ранее сооруженные водогрейные котельные и при необходимости построить новые. В случае создания новых котельных их стоимость может войти в общие затраты строительства АТЭЦ. То есть диверсификация отпуска товарной продукции не только виде электроэнергии, но и в виде отопительного тепла для энергогенерирующих организаций корпорации «Росатом» в этом случае неизбежна.
Допустим, тепловая мощность потребления в данном населенном пункте обеспечивается АТЭЦ только на 67% от максимальной потребляемой. В этом случае для станции с двумя реакторами ВБР-300 суммарная мощность отбираемого с турбин тепла составит 920 Гкал/час, а общая расчётная тепловая нагрузка АТЭЦ вместе с пиковой водогрейной котельной — 1380 Гкал/час
Приняв необходимость резервирования отпуска тепла от одного атомного энергоблока в размере 460 Гкал/час, получим, что общая производительность пиково-резервных котельных в рассматриваемом примере составит 920 Гкал/час. Поэтому даже полное прекращение отбора тепла от АТЭЦ может быть скомпенсировано за счёт этих котельных. Электрическая нагрузка турбин АТЭЦ при этом повышается на 190 МВт.
Эффективность участия АТЭЦ в покрытии пиковых электрических нагрузок может быть определена сопоставлением соответствующих затрат с затратами на сооружение и эксплуатацию пиковых газотурбинных энергоустановок. Анализ показал, что вариант с отключением потребителей тепла от АТЭЦ экономичнее при использовании пиковой мощности до 3 часов в сутки.
«Стратегия развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года», одобренная правительством страны в мае 2000 г., предусматривает к 2020 году рост выработки тепла атомными энергоисточниками до 30 млн. Гкал/год с годовым замещением потребления до 24 млрд. м3 газа. К 2030 году замещение должно составить 65 млрд. м3 в год. Поэтому без диверсификации производства тепловой энергии с такой задачей по замещению потребления газа не справиться, для чего потребуется большая организационно-правовая работа.
Распоряжением Росимущества ФГУП концерн «Росэнергоатом» недавно был преобразован в ОАО «Концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях». Утверждён его Устав, в котором в основных видах деятельности предусмотрены, в том числе, производство и передача тепловой энергии атомными станциями, распределение пара и горячей воды по тепловым сетям среди потребителей, монтаж, наладка, ремонт и техническое обслуживание теплотехнического, сетевого и другого технологического оборудования.
В настоящее время в Государственной думе находится на рассмотрении проект закона о теплоснабжении, в котором, по нашему мнению, должна быть учтены экономические интересы теплоснабжающих организаций и потребителей тепла.
Модернизация и развитие в стране систем централизованного теплоснабжения — сложная задача федерального и муниципального уровней. Она не будет решена без качественной перестройки этих системы с существенным замещением газа ядерным топливом.
