Атомные электрические станции состояние, проблемы, перспективы строительства в Республике Белар

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РЕСПУБЛИКИ БЕЛАРУСЬ

УО «БЕЛОРУССКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ЭКОНОМИЧЕСКИЙУНИВЕРСИТЕТ»

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.

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 пол

упиковой 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.

Часы суток		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11
Зима	рабочий день	5180	5161	5007	5010	4800	4922	5495	6442	7123	7371	7434	7238
	выходной день	5574	6328	5059	4907	4873	4751	4998	5242	5144	5302	5457	5469
Лето	рабочий день	4133	3948	3756	3581	3472	3718	4066	4670	5277	5691	5833	5744
	выходной день	4413	4021	3987	3714	3681	3444	3726	3958	4004	4109	4265	4491

Часы суток		12	13	14	15	16	17	18	19	20	21	22	23
Зима	рабочий день	7068	7172	7107	6977	7283	7673	7714	7666	7377	7227	6864	6148
	выходной день	5528	5357	5226	5329	5487	6047	6295	6233	6114	5917	5658	5577
Лето	рабочий день	5611	5735	5759	5544	5333	5299	5125	4907	5155	5107	5211	5109
	выходной день	4389	4391	4248	4466	4489	4424	4458	4389	4369	4506	4747	4754

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

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. Характеристика суточных графиков электрических нагрузок Белорусской энергосистемы на 2018 год

______

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

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