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

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 полупиковой 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.

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

Таблица 2. Характеристика суточных графиков электрических нагрузок Белорусской энергосистемы на 2018 год

______

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