Команда
Контакти
Про нас

    Головна сторінка


Історія атомної енергетики України





Скачати 43.77 Kb.
Дата конвертації14.10.2018
Розмір43.77 Kb.
Типреферат

1977 й - рік народження української атомної енергетики. У вересні 1977 був введений в промислову експлуатацію перший енергоблок Чорнобильської АЕС з реактором РБМК-1000 (1000 МВт).

Зростаюча потреба в електроенергії, прагнення замінити теплові та гідроелектростанції на більш потужні - атомні, сприяли швидкому будівництву.

На час техногенної аварії на 4-му блоці Чорнобильської АЕС (квітень 1986 г.) в Україні перебувало в експлуатації 10 енергоблоків, 8 з яких потужністю 1000 Мвт.

З 1986 р і до 1990 року - часу затвердження Верховною Радою України постанови «Про мораторій на будівництво нових АЕС на території УРСР», введено ще 6 атомних блоків потужністю 1000 МВт кожний: три на Запорізькій АЕС і по одному на Южно-Українській, Рівненській та Хмельницькій АЕС. До серпня 1991 р Україні працювало 15 енергоблоків на 5 атомних електростанціях.

У грудні 1991 р підприємства атомної енергетики були об'єднані в концерн «Укратоменергопром», який в січні 1993 був реорганізований в Державний комітет України по використанню ядерної енергії - Держкоматом України.

21 жовтня 1993 року Верховна Рада України скасувала дію мораторію. Були відновлені роботи на 6-му блоці Запорізької АЕС, 4-му блоці Рівненської та 2-м - Хмельницької АЕС.

У жовтні 1995 року відбувся енергетичний пуск 6-го блоку Запорізької АЕС. Запорізька атомна станція із встановленою потужністю 6 млн кВт стала найбільшою в Європі.

17 жовтня 1996 року постановою Кабінету Міністрів №1268 було створено державне підприємство «Національна атомна енергогенеруюча компанія« Енергоатом ».

Чорнобильська АЕС - перша українська атомна електростанція, експлуатація якої припинено до закінчення проектного ресурсу. Нині три блоки станції з реакторами РБМК-1000 перебувають на стадії зняття з експлуатації, зокрема, 2-й енергоблок - з 1991 р після пожежі в машинному залі, 1-й енергоблок - з 1996 р за рішенням українського Уряду, 3 й блок зупинено наприкінці 2000 р

Постановою Кабінету Міністрів України від 25 квітня 2001 р Чорнобильська АЕС виведено зі складу НАЕК «Енергоатом» і їй надано статус державного спеціалізованого підприємства.

Для вирішення питань працевлаштування вивільненого персоналу Чорнобильської АЕС, а також з метою підвищення керованості якістю та ефективністю ремонтних робіт, які проводяться на атомних електростанціях, в листопаді 2000 р створено підприємство «Атомремонтсервіс», яке увійшло до складу Компанії.

З квітня 1999 році введена в промислову експлуатацію Олександрівську ГЕС потужністю 2,5 МВт - частини Южноукраїнського енергетичного комплексу. У 2003 році планується добудувати Ташлицьку ГАЕС, готовність двох агрегатів якої оцінюється в 80 відсотків.

На державному рівні здійснюються заходи з добудови двох енергоблоків на Рівненській і Хмельницькій АЕС, готовність яких - 85-90 відсотків.

У липні 2001 р Запорізька АЕС отримала ліцензію на введення в дослідно-промислову експлуатацію перших трьох контейнерів сухого сховища відпрацьованого ядерного палива (ССВЯП). На сьогоднішній день йде робота по переведенню сховища в промислову експлуатацію.

У юлє 2002 році Південно-Українська АЕС першою серед українських атомних електростанцій отримала ліцензію Держатомрегулювання на експлуатацію ядерних установок.

На сьогодні в експлуатації на АЕС перебуває 13 енергоблоків, з них 11 - ВВЕР-1000, 2 - ВВЕР-440 (нового покоління).

За кількістю реакторів та їх сумарною потужністю Україна посідає восьме місце в світі і п'яте - в Європі.

Рівненська АЕС (РАЕС) розташована в західному Поліссі, близько річки Стир.

Відлік своєї історії станція веде з 1971 р, коли почалося проектування Західно-Української АЕС, яку згодом перейменували в Рівненську АЕС.

РАЕС - перша в Україні атомна електростанція з енергетичним водо-водяним реактором типу ВВЕР-440 (В-213).

Будівництво станції почалося в 1973 р Два перших енергоблоки з реакторами ВВЕР-440 введені в експлуатацію в 1980-1981 рр., А третій енергоблок-мільйонник - в 1986 р

В початку 1989 р на РАЕС працювала комісія МАГАТЕ. До її складу входили провідні фахівці Японії, США, Канади, Франції, Німеччини, Фінляндії та інших країн світу. Зарубіжні експерти і спостерігачі високо оцінили рівень безпеки станції. Європейський Союз обрав Рівненську станцію базовою для виконання низки міжнародних проектів.

Будівництво четвертого блоку РАЕС розпочалося в 1984 р, а в 1991 р передбачалося введення його в експлуатацію.

Однак саме тоді роботи призупинили внаслідок введення мораторію Верховної Ради на спорудження ядерних об'єктів на території України. Будівництво відновилося в 1993 р


Підготовку проекту завершення будівництва 4-го енергоблоку РАЕС і 2-го енергоблоку ХАЕС НАЕК «Енергоатом» здійснює в співпраці з міжнародним консорціумом EDF-TRACTEBEL-FORTUM.

Після скасування мораторію проведено обстеження 4-го блока, підготовлено програму його модернізації і досьє проекту завершення будівництва. Проведено також громадські слухання з цього питання.

На сьогодні ступінь готовності 4-го енергоблоку РАЕС становить 85-90 відсотків.

Протягом останніх років РАЕС генерує близько 11-12 млрд кВтг електроенергії, що становить 16 відсотків виробництва на атомних електростанціях.

З приходом до управління країною нових політичних сил атомне лобі в уряді, по всій видимості, ще більш активізувалося, і недавні рішення, прийняті на вищому рівні державного управління, тільки підтверджують - крен вітчизняного паливно-енергетичного комплексу (ПЕК) в сторону нарощування атомної компоненти в структурі генеруючих потужностей об'єднаної енергетичної системи (ОЕС) України в доступному для огляду майбутньому буде тільки посилюватися. Будівництво до 2030р. 11-ти атомних енергоблоків, інтенсифікація робіт зі створення замкнутого ядерного паливного циклу - всі ці наміри уряду, спрямовані на зміцнення енергетичної безпеки держави, послаблення залежності України від імпортерів органічного палива, знаходять розуміння в суспільстві, розпаленілому не минути ще бензиновою кризою. Але не гріх задуматися і про те, хто з вітчизняних споживачів дійсно потребує подальшого зростання виробництва електроенергії на АЕС? Як позначиться будівництво нових атомних енергоблоків на теплової генерації? Адже чимала частина енергоблоків ТЕС простоює вже сьогодні, а скільки буде приречене простоювати завтра? Нарешті, укладаються ці наслідки в рамки найзагальніших уявлень про те, в чому полягає енергетична безпека України?

Ці питання не з легких, і, щоб дати на них правильні відповіді, будуть потрібні колективні зусилля вчених і практиків, усіх тих, хто трудиться у вітчизняному ПЕК. Ми тільки спробуємо запропонувати свій варіант відповіді, що спирається на те розуміння потреб майбутнього розвитку енергетики, яке сформувалося у нас в результаті узагальнення досвіду дослідження зв'язкового споживання ПЕР житловими масивами Харкова під час опалювального сезону.

Чи потрібна побутовим споживачам електроенергія, вироблена на АЕС?

Бажання поділитися з читачами журналу своєю точкою зору виникло у нас після прочитання статті В. Ігнатьєва і І. Ігнатьевой «Концепція Програми поступового переходу на електричну енергію систем тепло- і газопостачання житлово-комунального господарства та бюджетної сфери», опублікованій в травневому номері журналу «Енергетична політика України »за 2005р. Стаття ця, як може здатися на перший погляд, має дуже далеке відношення до теми, але, насправді, вона присвячена пошуку додаткових аргументів на користь подальшого розвитку атомної енергетики, підведенню економічних і соціальних основ під ідею розширення атомного сектора у вітчизняному ПЕК. Причому, на що хотілося б звернути увагу читачів, розширення - за рахунок «підминання» під АЕС системи централізованого теплопостачання (СЦТ) на базі районних котелень та опалювальних ТЕЦ.

Отже, основною ідеєю Програми є керована, підтримувана «згори» експансія електротехнологій на ринку послуг з тепло- і газопостачання побутових споживачів і досягнення на цій основі економії в споживанні природного газу як в комунально-побутовому секторі, так і в бюджетній сфері. Головними передумовами можливості бути реалізованим Програми автори вважають надлишок електрогенеруючих потужностей в Україні та велику частку в них АЕС, а також високий ступінь розвиненості системи обліку споживання електричної енергії в побуті. Вони виходять з того, що атомна електроенергетика і електротеплопостачання (ЕТС) добре доповнюють один одного. На думку авторів, використання електроенергії, виробленої на АЕС, відкриває дорогу широкому впровадженню ЕТС, і що ЕТС дозволить, нібито, АЕС працювати в базовому режимі практично без залучення теплових енергоблоків як регулюючих потужностей.

Дійсно, з цілого ряду недоліків технологічного характеру, органічно властивих атомним енергоблоків, чи не центральним є неможливість активно маневрувати протягом доби. Але чи є ЕТС тим інструментом, за допомогою якого можна вирівняти добові графіки електричного навантаження ОЕС України і тим самим запобігти саму необхідність маневрування для АЕС?

Наш досвід дослідження особливостей зв'язного споживання теплової, електричної енергії і природного газу в побуті переконливо доводить: немає - системи ЕТС не можуть служити таким інструментом! Навіть якщо проаналізувати всі мислимі варіанти конструктивної реалізації ЕТС, жоден з них не може претендувати на те, щоб влаштувати всіх зацікавлених осіб - диспетчерів енергосистеми, побутових споживачів, місцева влада. Чи не складає особливих труднощів довести це на наступних прикладах.

Варіант 1 - створення системи ЕТС за рахунок коштів самих споживачів, про що говорять і автори статті. У цьому випадку мова може йти про оснащення квартир побутовими електронагрівальними приладами - маслонаповненими радіаторами для опалення кімнат і електроводонагрівачі для підігріву гарячої води. Дійсно, з кожним роком ціни на ці пристрої стають все більш доступними, і все більше споживачів купують їх в якості резервних систем, покликаних в разі незадовільної роботи СЦТ заповнити дефіцит тепла в квартирі. Залишаючи осторонь техніко-економічні проблеми, пов'язані з необхідністю посилення абонентських вводів в квартиру, групових вводів у житлові будинки, які повинні вирішуватися вже не за рахунок побутових споживачів, а за рахунок власників низьковольтної розподільчої мережі - ЖЕКів, міськенерго, обленерго, зупинимося тільки на одному нестачі цього варіанту, пов'язаному з експлуатацією приладів ЕТС по вільному електричному графіку - резкопеременной режимом роботи на протязі доби.

Зібрані нами дані по електроспоживанню в побуті свідчать, що при зниженні якості теплопостачання житлових масивів від котелень і ТЕЦ електричне навантаження в побуті зростає, але що критично важливо - в різний час доби вона зростає нерівномірно. Цей феномен має досить прості і переконливі причини, серед яких можна назвати добову нерівномірність споживання гарячої води на господарські потреби, відхід частини населення в денні години з дому, боязнь залишати потужні електроприймачі включеними на час нічного сну. В результаті найпотужніший приріст електричного навантаження відбувається в години вечірнього максимуму, а найслабший спостерігається в години нічного провалу. Інакше кажучи, зростання добових обсягів електроспоживання в побуті на цілі ЕТС супроводжується посиленням амплітуди змінної складової електричного навантаження і, як наслідок, наростанням напруженості в енергосистемі, викликаної браком маневрених потужностей. Очевидно, що для покриття цієї нової перспективної навантаження в ОЕС потрібно будувати пікові або напівпікові потужності, але тільки не АЕС.

Варіант 2 - створення масової системи ЕТС, що одержує харчування з незалежних фідерів і функціонуючої за жорстким часовим графіком, що задається вже не споживачами, а диспетчерами енергоспоживання в регіонах.Наприклад, що включається на час нічного провалу електричного навантаження ОЕС: з півночі - до шостої години ранку.

У цьому випадку дійсно можна розглядати системи ЕТС як потужний споживач-регулятор, але тоді стає вельми сумнівною їх цінність як системи, покликаної в першу чергу створювати комфортні, сприятливі для життя населення умови проживання. Навіть якщо уявити собі самі ненапружені періоди року - скажімо, на початку опалювального сезону - все одно незрозуміло, звідки візьметься відчуття мікрокліматичного комфорту у споживачів, які повернулися з роботи в остигнула за день квартиру, і що їм робити до включення ЕТС. Не кажучи вже про зиму, коли середньодобова зовнішня температура в тому ж Харкові знижується до 29оС. Можна, звичайно, звертатися до досвіду пічного опалення, коли в житлових приміщеннях здійснюється щодо короткочасний натопиться, що змінюється більш тривалим періодом охолодження, але ж і натопиться здійснюється ввечері, а не вночі. Та й про який соціальний прогрес, про яке покращення якості комунальних послуг може в цьому випадку йти мова?

Варіант 3 - система ЕТС типу «підлог, що підігріваються», що працює в квазістаціонарному режимі, тобто цілодобово, і оснащена автоматичними регуляторами внутрішньої температури.

Якщо подумки обмежитися яким-небудь коротким проміжком часу, наприклад, однією добою і напружити уяву, можна уявити собі таку гранично спрощену ідилічну картину. Є АЕС, дроти від неї йдуть прямо до великого міста і там підключаються до фідерів харчування ЕТС. Зима, мороз. Блок виробляє електроенергію, і з її допомогою відбувається опалення будівель. Начебто, все в порядку. Але не можна забувати, що теплові втрати будівель змінюються протягом опалювального сезону в залежності від зовнішньої температури в 3-3,5 рази. Опалювальний сезон починається при зниженні середньодобової температури нижче + 8 ° С, коли перепад температур на зовнішніх огорожах будівель становить близько 10оС. А при екстремальному зниженні зовнішньої температури він може збільшитися до 30-35оС! І клімат у нас такий, що середньодобова зовнішня температура може змінюватися з темпом до 8 ° С на добу, тобто досить швидко. Виникають цілком природні сумніви, чи під силу буде багатоблокової АЕС самостійно відстежувати відповідні коливання попиту на електроенергію, який спрямовується на опалення житла. Адже тоді доведеться то включати додаткові блоки в роботу на 3-5 днів, то вимикати. Якщо до цього додати, що опалювальний сезон триває в нашій кліматичній зоні 6 місяців, то ми змушені будемо визнати, що залишилися 6 місяців левова частка атомних енергоблоків, залучених в теплопостачання, буде просто простоювати. А що залишилися в роботі, щоб покривати навантаження гарячого водопостачання, змушені будуть розвантажуватися в нічні години.

Ні, не та це комбінація - «АЕС + ЕТС», щоб говорити про неї як про майбутнє теплопостачання і електроенергетики України. Схоже на утопію. Заради цього не варто губити котельні і ТЕЦ з їх, нехай навіть сильно зношеними, тепловими мережами.

Вихід, на нашу думку, слід шукати в іншому напрямку - перегляд, в першу чергу, нормативів відпустки тепла на опалення житла, в освоєнні нових підходів до управління традиційними джерелами СЦТ, як і раніше покривають основну частину теплового навантаження в побуті. А якщо конкретніше, то в таких режимах відпустки тепла житловим масивам через СЦТ, при яких тільки невелика частина побутових споживачів вдавалася б до використання ЕТС, в той час як основна їх частина задовольнялася тими мікрокліматичними умовами, які забезпечуються СЦТ. Така комбінація - «СЦТ + ЕТС за варіантом 1» - дійсно забезпечить найвищу економічність теплопостачання. Вона вже почала реалізовуватися на практиці без жодних «підштовхують» програм, і виконувати цю роботу потрібно без вагань і оглядаючись.

На наш погляд, необхідно:

1 Якщо говорити про оновлення структури теплогенеруючих потужностей, то, звичайно ж, на місці старих неефективних котелень потрібно зводити сучасні високоефективні когенераційні установки - газотурбінні, парогазові. Благо, в цьому році прийнято Закон «Про комбіноване виробництво теплової та електричної енергії (когенерацію) та використання скидного енергопотенціалу», який, без сумніву, буде сприяти цьому процесу.

2 Ніхто так і не спростував, що великі опалювальні ТЕЦ - найбільш економічні виробники теплової та електричної енергії в ОЕС. Якщо тут і залишилися «старі» проблеми, то це - недовикористання їх маневреного потенціалу, низький коефіцієнт використання встановленої потужності. Сумний досвід далеко не найефективнішого використання ТЕЦ як за радянських часів, так і в новітній історії України свідчить, що часто причиною багатьох проблем ТЕЦ є так звані «замкнені» теплові потужності, викликані протидією старих джерел теплопостачання входженню нових ТЕЦ в місцевий ринок теплової енергії. Відсутність механізмів прозорої конкуренції на регіональних ринках теплової енергії, що утрудняє розуміння дійсної розстановки сил, - ось нагальна проблема муніципальної влади. Поки не будуть розроблені правила конкуренції, механізми об'єктивного контролю для оцінки ефективності роботи локальних джерел теплопостачання, на практиці залишаться лазівки, за допомогою яких власники старого, зношеного теплогенеруючого обладнання будуть нав'язувати споживачам свою продукцію, дискредитуючи в очах суспільства ідею теплофікації. Поки це їм, на жаль, вдається. Але крім них самих ніхто в збереженні існуючої ситуації не зацікавлений.

3 В світлі отримує все більш широке визнання факту, що вже сьогодні відбулося переростання СЦТ в комбіновану систему «СЦТ + ЕТС», і розуміння того, що нею потрібно навчитися керувати, перед диспетчерськими службами теплоенерго, місцевою владою в великих містах відкривається велике поле діяльності по оновленню організаційно-технічної бази оперативного управління теплопостачанням. Потрібно сміливіше спиратися на прогресивні методичні підходи до ідентифікації якості теплопостачання, до оперативного управління джерелами теплопостачання. Скільки можна молитися на архаїчний температурний опалювальний графік (ТОГ), який зберіг за собою тільки одну функцію - залишатися парасолькою для інертного керівництва муніципальної теплоенергетикою, що захищається з його допомогою від натиску сучасних технологій управління? Подивіться на два останні опалювальні сезони - 2003-2004 і 2004-2005 рр. В обох випадках зима видалася м'якою, і за багато років випала нагода відпускати тепло відповідно до ТОГ. Результат добре відомий - суцільні Перетоплять, задуха в житлових приміщеннях і офісах, відкриті навстіж вікна. А адже Перетоплять несуть з собою не менше економічних збитків, ніж недотопа. І їх потрібно попереджати.

4 Навіть залишаються на відносно скромному рівні масштаби використання ЕТС вимагають наведення порядку з урахуванням електроспоживання в побуті. Потрібно знайти ефективні засоби для боротьби з крадіжками електроенергії, з неплатежами. Поки зберігається проблема неплатежів, ніякі організаційно-технічні заходи не приведуть до бажаного результату - самообмеження користувачів в споживанні електроенергії, стимулюється побоюваннями створення занадто велику заборгованість. Можете споживати як завгодно багато, якщо вам дозволяють не платити.

Тут же доречно зробити ще одне критичне зауваження на адресу «Концепції ...» - ті квартирні електролічильники, які отримали до сьогоднішнього дня найбільш широке поширення, на жаль, навряд чи підійдуть на випадок перекладу теплопостачання на електричну енергію. Чи не розраховані вони на таку потужність, і швидко вийдуть з ладу. Тому при аналізі «Концепції ...» потрібно мати на увазі, що з розвитком ЕТС і абонентські вводи в квартиру доведеться посилювати, і електролічильники повністю міняти.

5 Центральною проблемою в теплопостачанні міст є не джерело первинної енергії, а стан житлового фонду. Будь-яким видом енергії опалювати наші будинки, які не покращуючи їх теплотехнічні характеристики, буде дорого. У цьому напрямку, безперечно, відбуваються позитивні зрушення. Прийнято нові будівельні норми, нове житло, що вводиться в експлуатацію, є більш енергоекономічних. Стали більш доступними пересічному споживачеві енергозберігаючі конструкції і будівельні матеріали - ті ж металопластикові вікна зі склопакетами, мінеральна теплоізоляція стін та ін. Проте, без державної підтримки енергозбереження процес скорочення теплового навантаження в містах буде йти занадто повільно і надто довго.

Завершуючи обговорення переваг та недоліків того чи іншого енергоносія для опалення житлових будинків, відзначимо, що в цьому питанні не останню роль відіграють принципи справедливого тарифоутворення. В обговорюваному випадку варто згадати, що по сьогоднішній день у нас діє механізм перехресного субсидування споживачів. В результаті тариф на електричну енергію для побутових споживачів, за оцінками експертів, становить близько половини собівартості її вироблення. Чи можна при такому співвідношенні собівартості і ціни говорити про можливість збільшення обсягів електроспоживання в побуті? Звичайно, ні. Тому що це - економічний абсурд. Тарифи повинні бути справедливими, тобто, за відомою формулою, заснованими на витратах. Нам же до цього ще дуже і дуже далеко. Тому що ми продовжуємо «борсатися» на куди як більш низькому рівні, намагаючись домогтися від побутових споживачів своєчасного і 100% -ного погашення заборгованостей за спожиту електроенергію, нарахованих, виходячи з уполовіненний цін.

Чим загрожує електроенергетиці втрата СЦТ?

Хоча будь-яка країна складається з регіонів, слід, по-видимому, розрізняти такі два поняття, як енергетична безпека держави і енергетична безпека регіонів. Ясно, що вони тісно взаємопов'язані між собою, але позначають дещо різні аспекти однієї загальної проблеми. Енергетична безпека держави, в першому наближенні, - це його здатність попереджати кризи, такі, як бензиновий, забезпечувати хоча б просте, якщо не розширене, відтворення основних фондів енергетики. Енергетична безпека регіонів - це здатність регіонального ПЕК забезпечувати надійне і якісне енергопостачання споживачів не тільки в штатних умовах, але і при природних або соціальних катаклізмів.

У зв'язку з цим слід зазначити, що безумовна перевага ЕТС - у виконанні резервних функцій по відношенню до СЦТ. Мабуть, саме цим обмежена верхня межа масштабів його раціонального застосування. Цілком розумно не городити резервні тепломагістралі, ламати голову над найкращим проектом кільцювання теплових мереж, що представляє собою величезну проблему в умовах уже існуючої забудови міст, а просто сприяти розвитку систем ЕТС, особливо там, де це дозволяє інфраструктура електромережевого господарства. Акумульований населенням електроопалювальних потенціал повинен бути таким, щоб у разі аварії на тепломережі споживачі «протрималися» на електроопалення, поки не буде виконано відновлювальний ремонт. Але не більше.

А якщо, все-таки, більше? Аж до повного витіснення СЦТ, чого не заперечують автори «Концепції ...»?

Тут ми повинні згадати, що СЦТ є найбільшим споживачем теплової енергії, виробленої в комбінованому циклі. Чи не буде її, і різко погіршаться умови для виживання ТЕЦ, які, в свою чергу, є, нехай до кінця не розкритий і до сьогоднішнього дня, потенціал маневреності ОЕС. За різними оцінками, ОЕС відчуває дефіцит в маневрених потужностях від 2 до 7 тис. МВт. Для його заповнення за рахунок будівництва ГАЕС або малопотужних пікових потужностей на кшталт ГТУ потрібні багатомільйонні інвестиції. Але ж у нас є ТЕЦ, здатні за рахунок зміни співвідношення в обсягах виробництва теплової та електричної енергії розвантажуватися до 50% від заявленого енергоринку технічного максимуму. Немає потреби доводити, що це краще, ніж зупиняти пиловугільні «двохсотки» на ніч. І не так вже й дорого, враховуючи виключно організаційний характер всіх необхідних для цього заходів. Не раз уже говорилося, що цінність ТЕЦ для ОЕС визначається не стільки їх квотою в обсягах виробництва електроенергії, скільки здатністю надавати ресурс маневреності, а також запобігати різке зростання електричного навантаження в побуті при зниженні зовнішньої температури в зимові місяці. Схоже, ні перше, ні друге із зазначених обставин не прийнято авторами «Концепції ...» до уваги.

І останнє.Автори «Концепції ...» гіперболізують ступінь зносу теплових мереж і надто оптимістично оцінюють технічний стан електромережевого господарства. Але ж воно знаходиться не в багато кращому стані, ніж Тепломережевий, і потребує не менших інвестиціях. Травнева велика аварія в енергосистемі Москви - найкраще тому підтвердження.

висновки

1 Розширення частки АЕС в структурі генеруючих потужностей ОЕС не є саме по собі вичерпним по глибині вторинних наслідків заходом, що гарантує посилення енергетичної безпеки України в умовах зростання світових цін на нафту. Однобока реструктуризація генеруючих потужностей, не підкріплена адекватним (збалансованим) розвитком джерел пікової і напівпіковій потужностей, з одного боку, а також посиленням політики енергозбереження в усіх секторах економіки, включаючи побутової, - з іншого, створює тільки видимість майбутнього благополуччя електроенергетики.

2 Як диверсифікація паливної бази енергетики є необхідною умовою енергетичної безпеки держави, так і диверсифікація джерел теплопостачання є запорукою енергетичної безпеки регіонів. Робити ставку на монополізацію регіональних ринків теплової енергії якимось одним типом джерел теплопостачання - що на базі теплової енергії, виробленої котельнями та ТЕЦ, що на базі електричної енергії, виробленої АЕС, - свідомо програшна позиція в сучасних умовах. Різні джерела теплопостачання, які співіснують на загальній території, повинні доповнювати один одного, створюючи розумну конкуренцію і пропонуючи споживачам різноманітний спектр послуг різних якості та вартості. Це не тільки відповідало б духу ринкових змін в сфері комунального обслуговування, а й сприяло зміцненню надійності функціонування регіональних енергокомплексів.

3 Думаючи про майбутнє енергетики України, не слід забувати трагічних уроків радянського минулого. Віра в можливість вирішити всі енергетичні проблеми, набудував АЕС або АТЕЦ і забувши про енергозбереження, - химера, за прихильність до якої суспільство одного разу вже заплатило дорогу ціну. Навряд чи варто вступати на цей шлях вдруге.

За рахунок ефективного використання палива, яке сьогодні витрачається в Україні для обігріву будівель та на гаряче водопостачання, можна виробляти таку кількість електроенергії, яке дало б можливість закрити всі атомні і теплові конденсаційні електростанції.

Ключові слова: паливо, теплота, електроенергія, Енергозбереження, теплоізоляція

Успішний розвиток економіки України в значній мірі залежить від вирішення питання з енергоносіями. Недостатня кількість власних енергоносіїв зобов'язує до їх імпортування. Сьогодні близько 25% валового внутрішнього продукту (ВВП) витрачається на імпорт енергоносіїв. Тому найважливішим завданням є питання їх економії шляхом ефективного і ощадного використання. Енергозбереження має стати основним пріоритетом енергетичної політики України, оскільки скорочення енергоспоживання за рахунок енергозбереження означає скорочення імпорту енергоносіїв. Витрати на використання потенціалу енергозбереження в кілька разів нижче від вартості поставок імпортного палива, тому від підвищення енергоефективності досягається значний економічний ефект.

Один із шляхів економії енергоносіїв - ефективне використання високопотенційне складовою теплоти згорання палива, яке використовується для опалення та гарячого водопостачання. Таке енергозбереження є досить відомим, а один із способів його реалізації - комбіноване виробництво електроенергії і тепла0 на теплоелектроцентралях (ТЕЦ). Відповідно термодинамічної термінології, такий спосіб забезпечує значне підвищення енергетичного коефіцієнта корисної дії. Але, незважаючи на це, використання теплофикационного циклу було і є слабораспостранённим. Причинами цього були дешеві енергоносії раніше, і недостатнє розуміння проблеми сьогодні. Тільки 4% електроенергії від усього обсягу споживання виробляється на ТЕЦ, а близько 90% - на конденсаційних електростанціях, на які тільки одна третя теплоти палива перетворюється в електроенергію, а дві третини - викидається в навколишнє середовище і є основним джерелом теплового забруднення.

Комбінований спосіб вироблення електроенергії і тепла має значні економічні переваги. В результаті застосування цього способу, доходи від реалізації вироблених теплоти та електроенергії на одиницю кількості спаленого палива зростають в порівнянні з доходами, які отримані від реалізації вироблених теплоти та електроенергії окремо - в котельнях і на конденсаційних електростанціях. Наприклад, якщо вартість тепла, отриманого з 1 м3 газу в звичайній котельні, становить 0.448 грн. при вартості газу 0.226 грн. / м3, а вартість електроенергії отриманої з 1 м3 газу на конденсаційної електростанції 0.36 грн., то вартість отриманої продукції при комбінованому виробництві електроенергії і теплоти з 1 м3 газу становить 0.616 грн. В середньому вартість виробленої з 1 м3 газу продукції за комбінованою схемою в порівнянні зі звичайною підвищується на 35-40%, при існуючих сьогодні цінах. Але ця вартість буде зростати при зростанні цін на електроенергію. До девальвації гривні ця різниця у вартості становила 52%.

З 1 м3 газу, при спалюванні його з к.к.д. 0.85, можна отримати близько 8 кВт * год теплової енергії (28,8МДж) або близько 2.8 кВт * год електроенергії (к.п.д 30%). Ціна 1 м3 газу споживаного міськими котельнями - 0.226 грн. Вартість 1Гкал - близько 65 грн. Вартість теплоти, отриманої з 1 м3 газу в міських котельнях - 0.056 х 8 кВт * год = 0.448 грн. Вартість електроенергії, отриманої з 1 м3 газу становить 0.12 х 2.8 кВт * год = 0.34 грн. (Вартість газу в 1 кВт * год теплоти - 0.028 грн., А в 1 кВт * год електроенергії - 0.096 коп., При вартості 0.288 грн / м3).

При виготовленні електроенергії на конденсаційних електростанціях з 1 м3 газу отримують 2.8 кВт * год електроенергії, а близько 6.8 кВт * год теплоти викидається в навколишнє середовище. Якщо ж перейти на комбіноване виробництво електроенергії і теплоти, то з 1 м3 газу можна виробляти близько 2.8 кВт * год електроенергії, а близько 5 кВт * год використовувати для опалення або гарячого водопостачання. В цьому випадку вартість отриманої з 1 м3 газу теплоти і електроенергії буде: 2.8 кВт * год х 0.12 + 5 кВт * год х 0.056 = 0.616 грн., Тобто, спалюючи 1 м3 газу при такому способі, можна отримати на 0.616 - 0.448 = 0.168 грн. більше, або на 0.168: 0.448 х 100% = 38% більший дохід.

Крім економічних переваг, виготовлення тепла та електроенергії комбінованим способом значно знижує витрату палива (близько 50%), оскільки дозволяє використовувати те тепло, яке майже не використовується на конденсаційних електростанціях.

За даними роботи [1] в Україні на опалення і гаряче водопостачання наявного житлового фонду використовується 70-75 млн. Т.у.п., з них близько 34 млрд. М3 газу. При цьому, близько 30-50% виробленої теплоти втрачається через експлуатацію малоефективного та зношеного обладнання, аварійний стан інженерних мереж, низьких теплозахисних властивостей загороджувальних конструкцій будівель і т.д. [1-3].

Ефективне спалювання всього обсягу палива, яке використовується сьогодні для опалення та гарячого водопостачання по теплофикационному циклу дозволило б виробляти близько 200 млрд. КВт * год. електроенергії, яка перевищує її вироблення на всіх електростанціях України за рік (у 1997 році було вироблено 177 млрд. кВт * год). А за рахунок усунення втрат, які мають місце при цьому транспортуванні і споживанні тепла, можна компенсувати витрати теплової енергії, яка необхідна для виробництва електроенергії на ТЕЦ. Таким чином, повне використання на ТЕЦ палива, яке витрачається сьогодні в Україні на опалення і гаряче водопостачання, а також ефективна теплоізоляція тепломереж і будівель дало б можливість забезпечити повністю наші потреби в теплі та електроенергії. Впровадження комбінованого способу виробництва теплоти та електроенергії і їх ощадне використання дозволило б відмовитися від виробництва електроенергії на атомних і теплових конденсаційних електростанціях. При цьому відпаде необхідність імпортувати ядерне паливо і на 30 млн. Т.у.п. скоротиться споживання енергоносіїв, які сьогодні спалюють на теплових конденсаційних електростанціях. Значне зниження, приблизно на 52 млн. Т.у.т, споживання хімічного та ядерного палива істотно знизить кількість шкідливих викидів і теплове забруднення навколишнього середовища. Зменшення споживання енергоносіїв на 30 млн. Т.у.п. дозволило б знизити імпорт природного газу на 26 млрд. м3, що означало б економію коштів в розмірі 2.1 млрд. доларів. Якщо сюди додати кошти, які йдуть на закупівлю ядерного палива, то економія виявиться ще більшою і складатиме в цілому близько 4 млрд. Доларів на рік.

Звичайно, реалізація такого глобального проекту досить таки проблематична, але наведені розрахунки є свідченням потужного потенціалу енергозбереження за рахунок ефективного використання високопотеціальной складової теплоти згорання палива, яке використовується для опалення та гарячого водопостачання. Сьогодні у нас відсоток маленьких промислових і комунальних ТЕЦ у виробництві тепла становить менше 10%, тоді як відсоток їх у виробництві тепла у Фінляндії складає - 43%, в Німеччині - 53%, в Голландії - 67%, Великобританії і США - понад 90% [1]. Останні цифри є доказом того, що такий проект є реальним. Для його реалізації необхідно створити національну програму по перебудові всієї паливно-енергетичної галузі. Потрібні значні кошти для реконструкції теплоенергетичних підприємств, інженерних мереж, проведення заходів по теплоізоляції будівель. З іншого боку, внаслідок їх значного фізичного і морального зносу, такі зміни, так чи інакше, необхідно буде проводити вже найближчим часом. Великі витрати на технічне переобладнання теплоенергетичних підприємств з переходом їх на комбіноване виробництво тепла та електроенергії швидко окупляться.

Наприклад, УкрЕСКО працює над реалізацією кількох інвестиційних проектів по трансформації звичайних котелень на комбіноване виробництво електроенергії і тепла.

Так, державна компанія "Енергія", що виробляє тепло для ряду фабрик і гарячу воду для центрального опалення міста Обухів, пропонує установку парових турбін для виробництва електроенергії як для внутрішнього споживання, так і на продаж. Витрати на інвестицію становлять 4,0 млн. Дол. США з подальшою чистого річного економією для компанії 2.1 млн. Дол. США.

Установка парової турбіни з генератором на Житомирському заводі хімічних волокон коштуватиме близько 550 тис. Дол. США, яке забезпечить річну фінансову економію 33% від суми інвестиції.

Заходи по заміні теплових магістралей і утеплення будівель мають термін окупності приблизно - 4-6 років [4].

Реорганізації енергетики на орієнтацію отримання електроенергії і тепла на ТЕЦ сприяє висока ступінь централізації системи постачання тепла та гарячої води. Сьогодні така система теплопостачання житлового фонду викличе справедливі зауваження внаслідок її високих втрат і високої вартості. Тому планується проведення децентралізації системи теплопостачання за рахунок використання дахових котелень та індивідуальних нагрівачів. Слід зауважити, що така тендеція є помилковою і шкідливою з точки зору енергозбереження. Без централізованої системи теплопостачання практично неможливо використовувати вісокопотенціальную складову теплоти згорання палива. З іншого боку, недоліки централізованої системи теплопостачання можна усунути, якщо знизити втрати тепла при транспортуванні і використанні його для обігріву будівель. Реконструкція котелень в теплоцентралі, заміна труб теплових трас на сучасні труби з пінополіуритановий ізоляцією, теплова ізоляція будівель, установка теплообмінних пунктів і сучасних приладів регулювання і контролю дозволить знизити в два-три рази оплату за теплопостачання, при збереженні високого рівня комфортності і менших капітальних витратах. Перехід на децентралізовану систему теплопостачання вимагає дорогого оснащення і не вимикає необхідності теплової ізоляції будівель, тому буде вимагати не менших капітальних і експлуатаційних витрат, але економія кошти і палива при цьому буде менша.

Застосування труб з пінополіуритановий ізоляцією дозволить знизити втрати тепла при його транспортуванні з 20-30% до 1%, при нормативних - 8% [5].Сучасні технології і нові теплоізоляційні матеріали дають можливість зменшити витрати тепла на обігрів будівель на 50-70% [1,4]. Проведення цих заходів дозволить використовувати до 30% теплоти для вироблення електроенергії без зміни сьогоднішніх обсягів споживання палива, яке використовується для опалення та гарячого водопостачання. За рахунок коштів, отриманих від реалізації додатково виробленої електроенергії, можна буде покривати витрати на паливо, яке використовують в теплопостачанні. Таким чином, після періоду окупності витрат на реконструкцію, враховуючи експлуатаційні витрати, вартість постачання теплоти для споживачів можна буде знизити в два-три рази.

Децентралізація системи теплопостачання пов'язана ще з однією проблемою - передчасним руйнуванням централізованої системи. Зменшення кількості споживачів тепла від великих котелень, при децентралізації системи теплопостачання, викличе зниження їх робочої потужності, а потім і ефективності внаслідок падіння коефіцієнта корисної дії і збільшення експлуатаційних витрат. Все це призведе до збільшення вартості тепла й зростанню бюджетних витрат на їх покриття, або - до банкрутства котелень.

Правильна організація централізованої системи теплопостачання з комбінованою системою вироблення електроенергії і теплоти, крім економії коштів і палива, має додаткові переваги, оскільки буде створювати можливість маневру потужностями при пікових навантаженнях і в екстремальних ситуаціях. Велика кількість електрогенерующіх установок маленьких і середніх потужностей, при створенні високоефективної системи централізованого управління, дозволить легко маневрувати їх загальною потужністю в залежності від потреб.

Перехід на комбіноване виробництво електроенергії і теплоти сприятиме створенню великої кількості електрогенерующіх установок різної потужності. Їх роботу необхідно буде погоджувати з роботою всієї енергосистеми і локальними графіками подачі тепла. Відповідно, необхідно буде організувати систему теплопостачання. У період пікових навантажень на енергосистему, електрогенерующіе установки ТЕЦ працюватимуть в режимі максимальної потужності. У цей період буде максимальне виділення теплоти, яку слід використовувати для нагрівання води і вироблення пара. При спаді навантаження в енергосистемі, потужність електрогенерующіх установок можна буде знижувати, а при використанні блокових установок, частина їх відключати. Зниження кількості виділення теплоти, буде компенсуватися раніше накопиченої теплотою, а також використанням надлишкової електроенергії. У цьому випадку кількість необхідної теплоти буде менше, оскільки вона буде використовуватися для підтримки температури перш виробленої пари і нагрітої води

Для підвищення ефективності роботи ТЕЦ з урахуванням циклічності навантаження енергосистеми і споживання теплоти можна застосувати теплові насоси. Це дозволило б виробляти додаткову теплоту, використовуючи надлишок електроенергії в період зниження навантаження на енергосистему.

Для вирішення проблеми ефективності використання енергоустановок з урахуванням циклічності наггрузка енергосистеми, яка пов'язана з відсутністю компенсуючих потужностей, можна створити централізовані котельні з тепловими насосами [6]. У період надлишку електроенергії її можна споживати для виготовлення і накопичення тепла з низькопотенційних джерел теплоти. Використання електроенергії таким чином підвищує ефективність в середньому в три-чотири рази (на 1 кВт * год електроенергії можна отримати 3-4 кВт * год низкопотенциальной теплоти). Цикл теплових насосів, як і теплофікаційний цикл, дає можливість ефективно використовувати вісокопотенціальную складову теплоти згорання палива, але з іншим принципом роботи.

У Швеції теплонасосні станції (котельні) почали будувати ще в 80-х роках. Найпотужніша з них (320 МВт) була побудована в 1986 році для теплопостачання Стокгольма. Джерело низькопотенційної теплоти - морська вода [6]. В Англії створений дослідний зразок парокомпрессионного теплового насоса з приводом від двигуна внутрішнього згоряння для утилізації теплоти стічних вод [7]. При споживанні 1кВт * год теплоти згорання природного газу ця теплонасосная установка дає до 1.5 кВт * год низкопотенциальной теплоти.

Ще один спосіб ефективного використання вісокопотенційноїй складової теплоти згорання палива - це паливні елементи. Така технологія дозволяє отримувати з природного газу електроенергію і теплоту з високим ККД При цьому відпадає необхідність в складному обладнанні, значно зменшується кількість шкідливих викидів. Малі габарити генерітся потужностей дозволяють розміщувати їх в будь-якому місці в безпосередній близькості до споживачів. За цим способом отримання електроенергії і теплоти майбутнє світової енергетики. Разом з тим, сьогодні в світі вже працює 144 виробничо-експериментальних установок на паливних елементах. Фірма ONCI (США) поставляє на ринок комерційні блоки РС25АО, ЗС25СТ електричної і теплової потужністю 200 квт, (к.к.д. 40%) і 220 квт (45%), відповідно [8].

Реалізація програми на перебудову розвитку паливно-енергетичного комплексу матиме значний вплив на економіку країни і дасть поштовх розвитку виробництва. Адже мова йде про створення продукції і економії палива на десятки мільярдів гривень. Слід також пам'ятати про значне зниження техногенного впливу на навколишнє середовище за рахунок скорочення потужностей конденсаційних електростанцій. Але все це неможливе без значних інвестицій. Для реалізації запропонованої програми кошти можна отримати від західних інвесторів, але слід використовувати і власні резерви.

Одним із шляхів інвестування - залучення коштів населення. Сьогодні ці кошти дуже важко залучати через нестабільність гривні і недовіри населення до банків, які не дають достатніх гарантій своїм вкладникам. Створення випереджаючої системи оплати за комунальні послуги з подальшим зниженням вартості цих послуг або виплатою відповідних дивідендів дасть можливість залучити значні кошти населення. В даному випадку вкладники матимуть повну гарантію того, що їхні кошти не пропадуть і не знеціняться внаслідок інфляції.

Інший шлях інвестування - це зниження вартості розробки проектів і їх реалізації. Цього можна досягти за рахунок об'єднання для спільної діяльності різних зацікавлених підприємств - проектно-конструкторських інститутів, будівельних організацій, виробників обладнання та апаратури і ін. Об'єднання їх ресурсів, використання внутрішніх резервів дозволило б значно знизити витрати на виготовлення обладнання і реконструкцію енергетики з метою широкого використання вісокопотенціальной частини теплоти згорання палива. Зниження витрат можна досягти також за рахунок пільгового оподаткування і оплати роботи по мінімуму з доплатою акціями на власність виробництва, яке створюється, тобто право на частину майбутніх прибутків. Важливо дати початковий поштовх реалізації цієї програми, яка в подальшому буде розгортатися і самоінвестіриваться за рахунок економії коштів, які сьогодні витрачаються на імпорт енергоносіїв.

Величезні можливості енергозбереження за рахунок використання високопотенційне складової теплоти згорання палива і багатоваріантність його технічного забезпечення повинні бути закладені в основу стратегічного напрямку розвитку паливно-енергетичного комплексу України та перетворитися в базову галузь економіки на найближче майбутнє. Сьогодні це не просто рішення технічної проблеми, а й вирішення економічних і політичних питань. Реалізація запропонованого проекту такого масштабу дасть поштовх відновленню виробництва, створенню великої кількості робочих місць, сприятиме значному поліпшенню екології, оздоровленню нашої економіки.


  • Рівненська АЕС (РАЕС) розташована в західному Поліссі, близько річки Стир.
  • Чи потрібна побутовим споживачам електроенергія, вироблена на АЕС
  • Чим загрожує електроенергетиці втрата СЦТ