Виталий  Болдырев, начальник Отдела координации научно-технической деятельности концерна «Росэнергоатом», заслуженный энергетик Российской Федерации,  к. т. н.

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 в первом случае высокий потенциал тепла дымовых газов котельных используется только на нагрев воды для сетей теплоснабжения до 120-150⁰С, а на электростанциях отработанное низкотемпературное тепло (30-40^оС) сбрасывается из конденсатора турбины через пруд-охладитель или градирню в окружающую среду. 

Во втором случае 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 с объемами раздельного 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 органического топлива и уменьшения загрязнения окружающей среды при его сжигании, целесообразно строить атомные ТЭЦ (АТЭЦ). Однако в силу высокой капиталоёмкости атомных котельных по прежнему выгоднее будет строить пиковые котельные на органическом топливе.

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 АТЭЦ. При высокой степени заводского изготовления она не требует такой машиностроительной базы, которая необходима для сооружения традиционных атомных электростанций, и может быть реализована на других производственных мощностях.

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, 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 на 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 сокращением в стране потребления органического топлива. Поскольку строительство АЭС требует более высоких, чем ГРЭС, капиталовложений, атомные энергоблоки необходимо эксплуатировать как можно большее число часов, 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 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, АЭС, ТЭЦ и передачей электроэнергии из других районов. В том случае, когда сумма мощностей электростанций, работающих в базисном режиме, превышает нагрузку в энергосистеме, необходимо 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 гидроэлектростанций 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 войдет 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 ВБР-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 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 компенсировано за счёт работы 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 отключение потребителей тепла от АТЭЦ экономичнее при использовании ее пиковой мощности до 3 часов в сутки.

Для размещения головной АТЭЦ с реакторами ВБР-300 может быть рекомендована площадка на месте когда-то строившейся и бездарно загубленной Горьковской атомной станции теплоснабжения.
 
В заключение следует напомнить, что в Федеральной целевой программе «Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007-2009 годы и на перспективу до 2015 года» в рамках «Перехода к инновационным технологиям развития атомной энергетики» предусмотрен раздел «Технико-экономические исследования и обоснование использования атомных энергоисточников для теплофикации». Срок завершения исследований – 2009 год.

Энергетическая стратегия России предусматривает к 2020 году выработку тепла атомными энергоисточниками до 30 млн. Гкал/год с годовым замещением потребления до 24 млрд. м³ газа. К 2030 году замещение должно составить до 65 млрд. м³ в год.
 
"Промышленые ведомости"