заслуженный энергетик Российской Федерации, кандидат технических наук
В предыдущем выпуске «Промышленных ведомостей» в статье «Энерго- и 
топливосберегающее централизованное теплоснабжение с использованием АЭС» было показано, что отечественная атомная отрасль располагает необходимыми техническими средствами для масштабного вытеснения потребляемого органического топлива ядерным. Однако никаких сдвигов во внедрении атомной теплофикации в централизованное теплоснабжение страны не происходит. Почему?
Известно, что сжигание органического топлива при раздельном производстве электроэнергии на электростанциях и отопительного тепла в водогрейных котельных менее эффективно, чем при их комбинированной выработке теплоэлектроцентралями (ТЭЦ). Объясняется это тем, что при раздельном производстве этих видов энергии высокий потенциал тепла дымовых газов котельных используется только на нагрев воды для сетей теплоснабжения до 120-1500С, а на электростанциях отработанное низкотемпературное тепло при температуре 30-40оС сбрасывается из конденсатора турбины через пруд-охладитель или градирню в окружающую среду.
При комбинированной же выработке электро- и теплоэнергии высокий потенциал тепла используется сначала в паровой турбине ТЭЦ для производства электроэнергии, а затем частично отработанный пар отбирается для нагрева отопительной сетевой воды. При такой технологии в окружающую среду сбрасывается минимум тепла отработанного пара, который проходит в конденсатор турбины.
Поэтому при равенстве объёмов выработки тепловой и электрической энергии ТЭЦ расходуют суммарно меньше органического топлива и создают меньшую тепловую нагрузку на окружающую среду. Следует заметить, если отопительного тепла требуется больше, чем могут отпустить ТЭЦ, то для покрытия этого дефицита строят пиковые водогрейные котельные.
Все сказанное справедливо и при использовании для совместной выработки отопительного тепла и электроэнергии ядерного топлива. Поэтому для экономии углеводородного 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.
Атомная теплофикация уже сегодня технически возможна на основе нерегулируемых отборов для отопительного теплоснабжения части пара из турбин действующих в стране атомных конденсационных электростанций (АКЭС). В европейской части страны на близлежащих к АКЭС территориях «атомным» теплом можно обеспечивать – это экономически оптимально — до 85% годовой в нем потребности этих территорий.
Однако имеющийся потенциал почти не используется, хотя, по оценкам, с его помощью можно сберегать ежегодно до 2 млрд. кубометров природного газа. Экологическая и экономическая эффективность АКЭС определяется тем, что отбор реакторного тепла для теплоснабжения не превышает трети тепла, отпускаемого потребителям. Остальное достается за счёт уменьшения его сбросов в окружающую среду.
При отпуске тепла от ядерных энергоисточников, в том числе путем нерегулируемых отборов пара от АКЭС, предъявляются специальные требования к защите теплоносителя в сети теплоснабжения от радиоактивных продуктов. 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 происходит немедленное отключение теплосети от сетевого теплообменника, который должен находиться на территории станции.
Отпуск тепла от АКЭС осуществляется сейчас в соответствии с перечисленными требованиями по обеспечению радиационной безопасности сетевого теплоносителя.
Независимо от того, тепловая схема АКЭС с водографитовыми реакторами канального типа – одноконтурная или как у АКЭС с водо-водяными реакторами корпусного типа и реакторами типа БН – двухконтурная, нагретая для теплоснабжения сетевая вода циркулирует только в третьем по отношению к активной зоне реактора контуре. Давление в нём поддерживается выше максимально возможного в первом контуре, что исключает попадание радиоактивных отходов в сетевую воду при нарушении теплообменной поверхности бойлеров.
Как отмечалось, использование тепла действующих АКЭС для нужд теплоснабжения сегодня далеко от возможного. Сложившаяся практика их строительства и эксплуатации и объектов с ними связанных показала, что если вопросы теплоснабжения самих АКЭС решаются при проектировании станции, то присоединение к ним внешних потребителей зачастую задерживается на неопределённый срок из-за отсутствия теплосетей.
В результате сложилась парадоксальная ситуация: при наличии больших потенциальных возможностей по отпуску тепла действующими АКЭС для теплоснабжения близлежащих поселков и городов используется в больших объёмах дефицитное органическое топливо.
До 1984 года отпуск тепла внешним потребителям в хозяйственной деятельности АКЭС вообще не планировался, а в 2005 году отпуск тепла всеми АЭС концерна «Росэнергоатом» составил всего 2728 тыс. Гкал. Хотя, как показано ниже, отпуск тепла только станциями с реакторами типа ВВЭР и БН может быть увеличен на 7353 тыс. Гкал в год.
Ниже приводятся ориентировочные расчёты возможного увеличении отопительного теплоснабжения от действующих АКЭС на примере станций с реакторами ВВЭР и БН с оценками возможного сокращения антропогенных выбросов углекислого газа благодаря замещению природного газа ядерным топливом.
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 3500 тыс. Гкал тепла в год. При таком отпуске годовое замещение потребления природного газа котельными и ТЭЦ г. Балаково составит 393 700 000 куб. м, 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 внешним потребителям достигнет 1288 тыс. Гкал в год, потребление природного газа котельными г. Удомля сократится на 178 880 000 куб. м, атмосферные выбросы СО2 сократятся на 335 300 т.
Нововоронежская АЭС. В эксплуатации находятся 2 энергоблока с реакторами ВВЭР–440 и энергоблок с реактором ВВЭР-1000. Установленная мощность теплофикационных теплообменников 249 МВт. Экономически обоснованное использование такой мощности потенциально может обеспечить отпуск тепла в объёме 1050 тысяч Гкал в год, так как тепловые нагрузки внеплощадочных потребителей составляют 334 МВт. При подключении внеплощадочных потребителей ежегодное сокращение потребления котельными г. Нововорнежа в случае природного газа составит 145 690 000 куб. м, а выбросы СО2 сократятся на 271 900 т.
Волгодонская АЭС. В эксплуатации находится 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 1018 тыс. Гкал. В случае потребление природного газа котельными Волгодонска сокращение составит 141 280 000 куб. м, 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 мощности позволяет отпускать внеплощадочным потребителям 385 тыс. Гкал 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 даже при наличии пиковых котельных составит 54 220 000 куб. м, 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 куб. м, атмосферные выбросы СО2 сократятся на 30 500 т.
Итого, благодаря использованию для теплоснабжения части тепловой энергии только АКЭС с реакторами ВВЭР и БН потребление природного газа сократится на 930 млн. куб. м. При экспортной реализации этого объёма по 240 долларов, а не на внутреннем рынке по 80 долларов за 1000 куб. м, выручка «Газпрома» за год может дополнительно составить 148,8 млн. долларов.
Но, чтобы передать потребителям такое количество тепла, в соответствующих регионах потребуется реконструировать теплосетевое хозяйство и построить дополнительные теплосети, подключив их к АКЭС. Конечно, при этом придется компенсировать снижение выработки ими электроэнергии из-за увеличения отбора пара от турбин, что можно будет сделать, построив новые ядерные мощности в регионах, в которых расположены эти АКЭС. Сейчас предполагается строительство 2-го энергоблока на Волгодонской АЭС, 4-го — на Калининской АЭС, нового энергоблока на Ленинградской АЭС, а на Балаковской АЭС необходимо соорудить 5-й энергоблок.
Как сообщил генеральный директор «Росэнергоатома» Сергей Обозов, концерн рассчитывает развернуть в 2009 году строительство новых энергоблоков одновременно на 9 площадках. Из этого следует, что в реализуемом 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 промышленных потребителей тепла и электроэнергии.
Оптимальное по критериям экономической эффективности соотношение теплофикационной мощности блоков, которые будут созданы в рамках «АЭС-2006», и общей мощности теплопотребления выбранного района будет, по оценкам, находиться в пределах 40-60%. Указанное обстоятельство должно быть учтено при разработке для реализации «АЭС-2006» профиля соответствующих паровых турбин.
При ограниченности ресурсов на развитие атомной энергетики, экономически оптимальное использование тепловых мощностей АКЭС позволит увеличить замещение газа ядерным топливом.
В настоящее время в ОКБ машиностроения имени И. И. Африкантова сконструирована реакторная установка ВБЭР-300, которая рассматривается в качестве основной для будущих АТЭЦ. Её основные конструктивные решения основаны на апробированных и хорошо зарекомендовавших себя реакторах, которые были созданы для судов военно-морского флота, и 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 с водо-водяными реакторами, и может быть реализована на других производственных мощностях. В настоящее время предприятием «Казатомпром» и российским ЗАО «Атомстройэкспрт» создано СП «Атомные станции» для строительства в Казахстане энергоблока мощностью 300 Мвт.
Представляется интересным рассмотреть ту роль, которую такие энергоблоки 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 установки.
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, причем, 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.
Сложности оперативного регулирования мощностей электростанций обусловлены тем, что значительная их доля в европейской части страны 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 ночное время и выходные дни. ТЭЦ из соображений максимальной выработки электроэнергии при отборе тепла для теплоснабжения также должны использоваться в базисной зоне графиков электрической нагрузки.
Атомные энергоблоки также необходимо эксплуатировать как можно большее число часов, т. е. в базисе графиков электрических нагрузок энергосистем, так как регулирование их мощности допустимо лишь в соответствии с регламентом работы их паропроизводительных установок. Это снижает возможности покрытия 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 зависят 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 по мере 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, АКЭС, 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 АКЭС и снижать нагрузку ТЭЦ.
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 в европейской части страны. Это не всегда возможно только за счет гидроэлектростанций и гидроаккумулирующих электростанций. Поэтому надо рассчитывать на вводы пиковых газотурбинных энергоустановок и использование 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 также и в обеспечении пиков графиков электрических нагрузок энергосистем и оценивание соответствующей экономической эффективности.
При сооружении АТЭЦ для обеспечения требуемого теплопотребления предполагается сохранить в соответствующем районе 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.
Допустим, тепловая мощность потребления в данном населенном пункте обеспечивается АТЭЦ только на 67% по отношению к максимальной потребляемой мощности. При таком предположении для АТЭЦ с двумя реакторами ВБЭР-300 суммарная мощность отбора тепла с турбин составит 920 Гкал/час, а общая расчётная тепловая нагрузка АТЭЦ вместе с пиковой водогрейной котельной — 1380 Гкал/час.
Приняв отпуск резервируемого тепла от одного атомного энергоблока в размере 460 Гкал/час, получим, что общая производительность пиково-резервных котельных составит 920 Гкал/час. Поэтому даже полное прекращение отбора тепла от АТЭЦ может быть компенсировано 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 пиковой мощности, длящейся до 3 часов в сутки.
«Стратегия развития атомной энергетики России до 2030 года и на период до 2050 года», одобренная Правительством Российской Федерации, предусматривает к 2020 году выработку тепла атомными энергоисточниками до 30 млн. Гкал/год с годовым замещением потребляемого газа до 24 млрд. кубометров. К 2030 году замещение должно составить до 65 млрд. куб. м в год. Поэтому без диверсификации вырабатываемой энергии организациям «Росатома» с такой задачей по замещению потребления газа не справиться.
Из сказанного выше со всей очевидностью следует, что обеспечение потребителей не только электроэнергией, но и отопительным теплом для энергогенерирующих организаций корпорации «Росатом» становится неизбежным. Но для этого потребуется провести еще и большую организационно-правовую работу.
Распоряжением Росимущества в августе этого года ФГУП Концерн «Росэнергоатом» был преобразован в ОАО «Концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях». Уставом общества предусмотрены производство и передача тепловой энергии атомными станциями, распределение пара и горячей воды по тепловым сетям между потребителями, монтаж, наладка, ремонт и техническое обслуживание теплотехнического и другого технологического оборудования, аппаратуры и средств защиты тепловых сетей и многое др.
В Госдуме находится на рассмотрении проект закона о теплоснабжении. В будущем акте должна быть регламентирована совокупность принципов регулирования отношений теплоснабжающих организаций и потребителей тепла, балансирующих их экономические интересы. Это сложная федерально-муниципальная задача, нацеленная на качественную перестройку систем централизованного теплоснабжения, и ее решение требует масштабного замещения потребляемого газа ядерным топливом и значительных инвестиций.
Качество тепловой энергии, в отличие от электрической, характеризуется через параметры теплоносителя, с помощью которого она передаётся. Поэтому качество тепловой энергии, как товара конкретного производителя, может быть определено только на выходе соответствующего источника.
Следует заметить, что до сих пор в практику не введены термодинамические оценки тепловой энергии, характеризующие ее потенциальные возможности превращения в электроэнергию. А они необходимы при определении затрат, учитывающих уменьшение выработки электроэнергии при отборе отопительного тепла от атомной станции.
Сегодня же снижение выработки электроэнергии в обмен на отпуск тепла из АКЭС (оно составляет примерно 10% от отпускаемого потребителю) является главным козырем для чиновников «Росатома», не желающих заниматься атомной теплофикацией, так как, по их мнению, якобы «ухудшаются показатели производства электроэнергии на АЭС».
Во избежание волюнтаризма, правовые основы экономических отношений между субъектами в централизованных системах теплоснабжения должны регламентироваться соответствующим федеральным законом. В нем должны определяться полномочия органов государственной власти субъектов Российской Федерации и местного самоуправления по регулированию и контролю в сфере теплоснабжения. Его качество зависит не только от эффективности работы теплоисточников и тепловых сетей, но и от качества и количества теплоприемников у потребителей.
А так как тепловую энергию экономически совершенно нецелесообразно накапливать и хранить, то ее производство в любой момент времени должно быть равно потреблению, что требует наличия огромных резервных мощностей и координации деятельности всех участников рынков теплоснабжения. При комбинированной выработке тепловой и электрической энергии придётся учитывать и график потребления электроэнергии в энергосистеме.
Согласно нормативно-правовым актам расчёты за поставленную тепловую энергию осуществляются по тарифам (ценам), регулируемым государством. Под ценой тепловой энергии понимается стоимость ее единицы на выходе источника тепла или теплосети на границе балансовой принадлежности, без стоимости услуг по её дальнейшей передачи. В случае атомного источника в стоимость единицы тепловой энергии включаются еще и затраты на обеспечение радиационной безопасности теплоносителя.
Органы местного самоуправления, устанавливая заниженные тарифы на тепло, тем самым обосновывают экономическую «целесообразность» переключения части тепловой нагрузки на муниципальные теплоисточники. Это нередко требует строительства новых котельных, которое муниципальные власти должны осуществлять за счёт своих или выделяемых бюджетных средств субъекта Федерации, что, как правило, невозможно.
Надо заметить, что конкуренция теплоисточников, да еще при полной их закольцовке тепловыми сетями, невозможна, так как на рынке предложение не может превышать платежеспособный спрос. Если возникает избыточность предложения той же тепловой энергии, то ее владелец закрывает производство. Ведь перенести его вместе с тепловыми сетями в другой населенный пункт невозможно.
Однако некоторое соперничество между владельцами теплоисточников, работающих в крупной тепловой сети, возможно путём переключения части нагрузок в пределах экономической целесообразности. Но при этом надо учитывать, что если у владельца тепловых сетей есть собственные теплоисточники, он предпримет все возможные меры для их полной загрузки, т. к. это будет соответствовать его экономическим интересам как монополиста.
Существует или должна существовать конкуренция инвестиционных проектов с разными техническими решениями использования для теплоснабжения различных видов топлива, энергии и оборудования.
В соответствии вышеизложенным, представляется целесообразным предложить следующее. Если магистральные теплосети будут региональной и муниципальной собственностью, то пиково — резервные котельные должны стать дочерними предприятиями тех атомных станций, которые к 2030 году за счёт выработки тепла должны заместить потребление до 65 млрд. кубометров природного газа в год. А цена тепла, отпускаемого пиково–резервными котельными в магистральные теплосети на границе балансовой принадлежности, должна регулироваться соответствующим органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации.
Следующее звено в наборе проблем — рынок транспорта тепловой энергии. В соответствии с Федеральным законом «О защите конкуренции» услуги по передаче тепловой энергии в централизованном теплоснабжении, т. е. эксплуатация тепловых сетей, отнесены к сфере деятельности естественных монополий, деятельность которых должно регулировать государство.
Однако регулирование предприятий тепловых сетей, находящихся в муниципальной собственности, осуществляют органы местного самоуправления, т. е. владельцы контролируют сами себя, что предопределяет трудности для потребителей в защите своих интересов и затрудняет доступ к сети новых производителей тепла.
Методы же государственного неценового регулирования естественных монополий в отношении предприятий магистральных тепловых сетей и других подобных приватизированных предприятий вообще не применяются, что предопределяет конфликт между ними и органами местного самоуправления. А экономически выгодное объединение в одной организации магистральных и распределительных тепловых сетей конкретной промышленно-жилищной агломерации законодательно запрещено.
Такая ситуация должна быть изменена, в том числе законодательным путём. Магистральные сети по передаче тепловой энергии от АТЭЦ до вводов ее в магистральные и распределительные сети теплоснабжающей организации конкретной промышленно-жилищной агломерации, по нашему мнению, также должны принадлежать соответствующему дочернему предприятию «Энергоатома». А цена транспорта тепловой энергии должна регулироваться органом исполнительной власти субъекта Российской Федерации.
Из сказанного выше видно, что небольшая экономическая эффективность функционирования такой огромной отрасли, как системы централизованного теплоснабжения, сегодня во многом объясняется и невостребованностью тепла атомных станций.
Отсутствие законодательных актов, объективно регламентирующих принципы регулирования локальных монополий в теплоснабжении, а также соответствующей им институциональной базы, вряд ли позволит выполнить намеченные Правительством цели по замене ядерным топливом природного газа, потребляемого для производства электро- и теплоэнергии.
