История атомной энергетики Украины

История атомной энергетики Украины

1977-й - год рождения украинской атомной энергетики. В сентябре 1977 г. был введен в промышленную эксплуатацию первый энергоблок Чернобыльской АЭС с реактором РБМК-1000 (1000 МВт).

Возрастающая потребность в электроэнергии, стремление заменить тепловые и гидроэлектростанции на более мощные - атомные, содействовали быстрому строительству.

На время техногенной аварии на 4-м блоке Чернобыльской АЭС (апрель 1986 г.) в Украине находилось в эксплуатации 10 энергоблоков, 8 из которых мощностью 1000 Мвт.

С 1986 г. и до 1990 г. – времени утверждения Верховной Радой Украины постановления «О моратории на строительство новых АЭС на территории УССР», введено еще 6 атомных блоков мощностью 1000 Мвт каждый: три на Запорожской АЭС и по одному на Южно-Украинской, Ровенской и Хмельницкой АЭС. К августу 1991 г. в Украине работало 15 энергоблоков на 5 атомных электростанциях.

В декабре 1991 г. предприятия атомной энергетики были объединены в концерн «Укратомэнергопром», который в январе 1993 г. был реорганизован в Государственный комитет Украины по использованию ядерной энергии - Госкоматом Украины.

21 октября 1993 г. Верховная Рада Украины отменила действие моратория. Были восстановленные работы на 6-м блоке Запорожской АЭС, 4-м блоке Ровенской и 2-м - Хмельницкой АЭС.

В октябре 1995 г. состоялся энергетический пуск 6-го блока Запорожской АЭС. Запорожская атомная станция с установленной мощностью 6 млн квт стала крупнейшей в Европе.

17 октября 1996 г. постановлением Кабинета Министров №1268 было создано государственное предприятие «Национальная атомная энергогенерирующая компания «Энергоатом».

Чернобыльская АЭС — первая украинская атомная электростанция, эксплуатация которой прекращена до окончания проектного ресурса. Ныне три блока станции с реакторами РБМК-1000 находятся на стадии снятия из эксплуатации, в частности, 2-й энергоблок - с 1991 г. после пожара в машинном зале, 1-й энергоблок - с 1996 г. по решению украинского Правительства, 3-й блок остановлен в конце 2000 г.

Постановлением Кабинета Министров Украины от 25 апреля 2001 г. Чернобыльская АЭС выведена из состава НАЭК «Энергоатом» и ей предоставлен статус государственного специализированного предприятия.

Для решения вопросов трудоустройства высвобожденного персонала Чернобыльской АЭС, а также с целью повышения управляемости качеством и эффективностью ремонтных работ, которые проводятся на атомных электростанциях, в ноябре 2000 г. создано предприятие «Атомремонтсервис», которое вошло в состав Компании.

С апреля 1999 г. введена в промышленную эксплуатацию Александровская ГЭС мощностью 2,5 МВт — часть Южноукраинского энергетического комплекса. В 2003 г. планируется достроить Ташлыкскую ГАЭС, готовность двух агрегатов которой оценивается в 80 процентов.

На государственном уровне осуществляются мероприятия по достройке двух энергоблоков на Ровенской и Хмельницкой АЭС, готовность которых - 85-90 процентов.

В июле 2001 г. Запорожская АЭС получила лицензию на введение в опытно-промышленную эксплуатацию первых трех контейнеров сухого хранилища отработанного ядерного топлива (СХОЯТ). На сегодняшний день идет работа по переведению хранилища в промышленную эксплуатацию.

В юле 2002 г. Южно-Украинская АЭС первой среди украинских атомных электростанций получила лицензию Госатомрегулирования на эксплуатацию ядерных установок. 

На сегодня в эксплуатации на АЭС находится 13 энергоблоков, из них 11 - ВВЭР-1000, 2 - ВВЭР-440 (нового поколения).

По количеству реакторов и их суммарной мощности Украина занимает восьмое место в мире и пятое - в Европе.

Ровенская АЭС (РАЭС) расположенная в западном Полесье, около речки Стир.

Отсчет своей истории станция ведет с 1971 г., когда началось проектирование Западно-Украинской АЭС, которую со временем переименовали в Ровенскую АЭС.

РАЭС — первая в Украине атомная электростанция с энергетическим водо-водяным реактором типа ВВЭР-440 (В-213).

Строительство станции началось в 1973 г. Два первых энергоблока с реакторами ВВЭР-440 введены в эксплуатацию в 1980-1981 гг., а третий энергоблок-миллионник — в 1986 г.

В начале 1989 г. на РАЭС работала комиссия МАГАТЭ. В ее состав входили ведущие специалисты Японии, США, Канады, Франции, Германии, Финляндии и других стран мира. Зарубежные эксперты и наблюдатели высоко оценили уровень безопасности станции. Европейский Союз избрал Ровенскую станцию базовой для выполнения ряда международных проектов.

Строительство четвертого блока РАЭС началось в 1984 г., а в 1991 г. предполагалось введение его в эксплуатацию.

Однако именно тогда работы приостановили вследствие введения моратория Верховной Рады на сооружение ядерных объектов на территории Украины. Строительство восстановилось в 1993 г.

Подготовку проекта завершения строительства 4-го энергоблока РАЭС и 2-го энергоблока ХАЭС НАЭК «Энергоатом» осуществляет в сотрудничества с международным консорциумом EDF-TRACTEBEL-FORTUM.

После отмены моратория проведено обследование 4-го блока, подготовлена программа его модернизации и досье проекта завершения строительства. Проведены также общественные слушания по этому вопросу.

На сегодня степень готовности 4-го энергоблока РАЭС составляет 85-90 процентов.

На протяжении последних лет РАЭС генерирует около 11-12 млрд кВтч электроэнергии, которая составляет 16 процентов производства на атомных электростанциях.

С приходом к управлению страной новых политических сил атомное лобби в правительстве, по всей видимости, еще более активизировалось, и недавние решения, принятые на высшем уровне государственного управления, только подтверждают — крен отечественного топливно-энергетического комплекса (ТЭК) в сторону наращивания атомной компоненты в структуре генерирующих мощностей объединенной энергетической системы (ОЭС) Украины в обозримом будущем будет только усиливаться. Строительство до 2030г. 11-ти атомных энергоблоков, интенсификация работ по созданию замкнутого ядерного топливного цикла — все эти намерения правительства, направленные на укрепление энергетической безопасности государства, ослабление зависимости Украины от импортеров органического топлива, находят понимание в обществе, разгоряченном не миновавшим еще бензиновым кризисом. Но не грех задуматься и о том, кто из отечественных потребителей действительно нуждается в дальнейшем росте производства электроэнергии на АЭС? Как скажется строительство новых атомных энергоблоков на тепловой генерации? Ведь немалая часть энергоблоков ТЭС простаивает уже сегодня, а сколько будет обречено простаивать завтра? Наконец, укладываются ли эти последствия в рамки самых общих представлений о том, в чем состоит энергетическая безопасность Украины?

Эти вопросы не из легких, и, чтобы дать на них правильные ответы, потребуются коллективные усилия ученых и практиков, всех тех, кто трудится в отечественном ТЭК. Мы только попытаемся предложить свой вариант ответа, опирающийся на то понимание потребностей будущего развития энергетики, которое сформировалось у нас в результате обобщения опыта исследования связного потребления ТЭР жилыми массивами Харькова во время отопительного сезона. 

Нужна ли бытовым потребителям электроэнергия, выработанная на АЭС? 

Желание поделиться с читателями журнала своей точкой зрения возникло у нас после прочтения статьи В. Игнатьева и И. Игнатьевой «Концепция Программы постепенного перехода на электрическую энергию систем тепло- и газоснабжения жилищно-коммунального хозяйства и бюджетной сферы», опубликованной в майском номере журнала «Энергетическая политика Украины» за 2005г. Статья эта, как может показаться на первый взгляд, имеет весьма далекое отношение к рассматриваемой теме, но, на самом деле, она посвящена поиску дополнительных аргументов в пользу дальнейшего развития атомной энергетики, подведению экономических и социальных оснований под идею расширения атомного сектора в отечественном ТЭК. Причем, на что хотелось бы обратить внимание читателей, расширения — за счет «подминания» под АЭС системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) на базе районных котельных и отопительных ТЭЦ.

Итак, основной идеей Программы является управляемая, поддерживаемая «сверху» экспансия электротехнологий на рынке услуг по тепло- и газоснабжению бытовых потребителей и достижение на этой основе экономии в потреблении природного газа как в коммунально-бытовом секторе, так и в бюджетной сфере. Главными предпосылками реализуемости Программы авторы считают избыток электрогенерирующих мощностей в Украине и большую долю в них АЭС, а также высокую степень развитости системы учета потребления электрической энергии в быту. Они исходят из того, что атомная электроэнергетика и электротеплоснабжение (ЭТС) хорошо дополняют друг друга. По мнению авторов, использование электроэнергии, выработанной на АЭС, открывает дорогу широкому внедрению ЭТС, и что ЭТС позволит, якобы, АЭС работать в базовом режиме практически без привлечения тепловых энергоблоков в качестве регулирующих мощностей.

Действительно, из целого ряда недостатков технологического характера, органически присущих атомным энергоблокам, едва ли не центральным является невозможность активно маневрировать на протяжении суток. Но является ли ЭТС тем инструментом, с помощью которого можно выровнять суточные графики электрической нагрузки ОЭС Украины и тем самым предотвратить саму необходимость маневрирования для АЭС? 

Наш опыт исследования особенностей связного потребления тепловой, электрической энергии и природного газа в быту убедительно доказывает: нет — системы ЭТС не могут служить таким инструментом! Даже если проанализировать все мыслимые варианты конструктивной реализации ЭТС, ни один из них не может претендовать на то, чтобы устроить всех заинтересованных лиц — диспетчеров энергосистемы, бытовых потребителей, местные власти. Не составляет особого труда доказать это на следующих примерах.

Вариант 1 — создание системы ЭТС за счет средств самих потребителей, о чем говорят и авторы статьи. В этом случае речь может идти об оснащении квартир бытовыми электронагревательными приборами — маслонаполненными радиаторами для отопления комнат и электроводонагревателями для подогрева горячей воды. Действительно, с каждым годом цены на эти устройства становятся все более доступными, и все больше потребителей приобретают их в качестве резервных систем, призванных в случае неудовлетворительной работы СЦТ восполнить дефицит тепла в квартире. Оставляя в стороне технико-экономические проблемы, связанные с необходимостью усиления абонентских вводов в квартиру, групповых вводов в жилые здания, которые должны решаться уже не за счет бытовых потребителей, а за счет владельцев низковольтной распределительной сети — ЖЭКов, горэнерго, облэнерго, остановимся только на одном недостатке этого варианта, связанном с эксплуатацией приборов ЭТС по свободному электрическому графику — резкопеременным режимом работы на протяжении суток.

Собранные нами данные по электропотреблению в быту свидетельствуют, что при снижении качества теплоснабжения жилых массивов от котельных и ТЭЦ электрическая нагрузка в быту возрастает, но что критически важно — в разное время суток она возрастает неравномерно. Этот феномен имеет достаточно простые и убедительные причины, среди которых можно назвать суточную неравномерность потребления горячей воды на хозяйственные нужды, уход части населения в дневные часы из дома, боязнь оставлять мощные электроприемники включенными на время ночного сна. В результате самый мощный прирост электрической нагрузки происходит в часы вечернего максимума, а самый слабый наблюдается в часы ночного провала. Иначе говоря, рост суточных объемов электропотребления в быту на цели ЭТС сопровождается усилением амплитуды переменной составляющей электрической нагрузки и, как следствие, нарастанием напряженности в энергосистеме, вызванной нехваткой маневренных мощностей. Очевидно, что для покрытия этой новой перспективной нагрузки в ОЭС нужно строить пиковые или полупиковые мощности, но только не АЭС. 

Вариант 2 — создание массовой системы ЭТС, получающей питание по независимым фидерам и функционирующей по жесткому временному графику, задаваемому уже не потребителями, а диспетчерами энергопотребления в регионах. Например, включаемой на время ночного провала электрической нагрузки ОЭС: с полуночи — до шести часов утра.

В этом случае действительно можно рассматривать системы ЭТС как мощнейший потребитель-регулятор, но тогда становится весьма сомнительной их ценность как системы, призванной в первую очередь создавать комфортные, благоприятные для жизни населения условия проживания. Даже если представить себе самые ненапряженные периоды года — скажем, в начале отопительного сезона — все равно непонятно, откуда возьмется ощущение микроклиматического комфорта у потребителей, вернувшихся с работы в остывшую за день квартиру, и что им делать до включения ЭТС. Не говоря уже о зиме, когда среднесуточная наружная температура в том же Харькове снижается до 29оС. Можно, конечно, обращаться к опыту печного отопления, когда в жилых помещениях осуществляется относительно кратковременный натоп, сменяющийся более длительным периодом остывания, но ведь и натоп осуществляется вечером, а не ночью. Да и о каком социальном прогрессе, о каком улучшении качества коммунальных услуг может в этом случае идти речь?

Вариант 3 — система ЭТС типа «подогреваемых полов», работающая в квазистационарном режиме, то есть круглосуточно, и оснащенная автоматическими регуляторами внутренней температуры.

Если мысленно ограничиться каким-нибудь коротким промежутком времени, например, одними сутками и напрячь воображение, можно представить себе следующую предельно упрощенную идиллическую картину. Есть АЭС, провода от нее идут прямо к крупному городу и там подключаются к фидерам питания ЭТС. Зима, мороз. Блок вырабатывает электроэнергию, и с ее помощью происходит отопление зданий. Вроде бы, все в порядке. Но нельзя забывать, что тепловые потери зданий изменяются на протяжении отопительного сезона в зависимости от наружной температуры в 3-3,5 раза. Отопительный сезон начинается при снижении среднесуточной температуры ниже +8оС, когда перепад температур на наружных ограждениях зданий составляет около 10оС. А при экстремальном снижении наружной температуры он может увеличиться до 30-35оС! И климат у нас таков, что среднесуточная наружная температура может изменяться с темпом до 8оС в сутки, то есть достаточно быстро. Возникают вполне естественные сомнения, по силам ли будет многоблочной АЭС самостоятельно отслеживать соответствующие колебания спроса на электроэнергию, направляемую на отопление жилья. Ведь тогда придется то включать дополнительные блоки в работу на 3-5 дней, то выключать. Если к этому добавить, что отопительный сезон длится в нашей климатической зоне 6 месяцев, то мы вынуждены будем признать, что оставшиеся 6 месяцев львиная доля атомных энергоблоков, вовлеченных в теплоснабжение, будет просто простаивать. А оставшиеся в работе, чтобы покрывать нагрузку горячего водоснабжения, вынуждены будут разгружаться в ночные часы.

Нет, не та это комбинация — «АЭС+ЭТС», чтобы говорить о ней как о будущем теплоснабжения и электроэнергетики Украины. Похоже на утопию. Ради этого не стоит губить котельные и ТЭЦ с их, пусть даже сильно изношенными, тепловыми сетями.

Выход, по нашему мнению, следует искать в другом направлении — пересмотре, в первую очередь, нормативов отпуска тепла на отопление жилья, в освоении новых подходов к управлению традиционными источниками СЦТ, по-прежнему покрывающими основную часть тепловой нагрузки в быту. А если конкретнее, то в таких режимах отпуска тепла жилым массивам через СЦТ, при которых только небольшая часть бытовых потребителей прибегала бы к использованию ЭТС, в то время как основная их часть довольствовалась теми микроклиматическими условиями, которые обеспечиваются СЦТ. Такая комбинация — «СЦТ+ЭТС по варианту 1» — действительно обеспечит наивысшую экономичность теплоснабжения. Она уже начала реализовываться на практике безо всяких «подталкивающих» программ, и выполнять эту работу нужно без колебаний и оглядок. 

На наш взгляд, необходимо:

1 Если говорить об обновлении структуры теплогенерирующих мощностей, то, конечно же, на месте старых неэффективных котельных нужно возводить современные высокоэффективные когенерационные установки — газотурбинные, парогазовые. Благо, в этом году принят Закон «О комбинированном производстве тепловой и электрической энергии (когенерации) и использовании сбросного энергопотенциала», который, без сомнения, будет содействовать этому процессу.

2 Никто так и не опроверг, что крупные отопительные ТЭЦ — наиболее экономичные производители тепловой и электрической энергии в ОЭС. Если здесь и остались «старые» проблемы, то это — недоиспользование их маневренного потенциала, невысокий коэффициент использования установленной мощности. Печальный опыт далеко не самого эффективного использования ТЭЦ как в советское время, так и в новейшей истории Украины свидетельствует, что часто причиной многих проблем ТЭЦ являются так называемые «запертые» тепловые мощности, вызванные противодействием старых источников теплоснабжения вхождению новых ТЭЦ в местный рынок тепловой энергии. Отсутствие механизмов прозрачной конкуренции на региональных рынках тепловой энергии, затрудняющее понимание действительной расстановки сил, — вот насущная проблема муниципальных властей. Пока не будут разработаны правила конкуренции, механизмы объективного контроля для оценки эффективности работы локальных источников теплоснабжения, на практике останутся лазейки, с помощью которых владельцы старого, изношенного теплогенерирующего оборудования будут навязывать потребителям свою продукцию, дискредитируя в глазах общества идею теплофикации. Пока это им, увы, удается. Но кроме них самих никто в сохранении существующей ситуации не заинтересован.

3 В свете получающего все более широкое признание факта, что уже сегодня произошло перерастание СЦТ в комбинированную систему «СЦТ+ЭТС», и понимания того, что ею нужно научиться управлять, перед диспетчерскими службами теплоэнерго, местными властями в крупных городах открывается обширное поле деятельности по обновлению организационно-технической базы оперативного управления теплоснабжением. Нужно смелее опираться на прогрессивные методические подходы к идентификации качества теплоснабжения, к оперативному управлению источниками теплоснабжения. Сколько можно молиться на архаичный температурный отопительный график (ТОГ), который сохранил за собой только одну функцию — оставаться зонтиком для инертного руководства муниципальной теплоэнергетикой, защищающегося с его помощью от натиска современных технологий управления? Посмотрите на два последних отопительных сезона — 2003-2004 и 2004-2005 гг. В обоих случаях зима выдалась мягкой, и за много лет представилась возможность отпускать тепло в соответствии с ТОГ. Результат хорошо известен — сплошные перетопы, духота в жилых помещениях и офисах, открытые настежь окна. А ведь перетопы несут с собой не меньше экономических ущербов, чем недотопы. И их нужно предупреждать.

4 Даже остающиеся на относительно скромном уровне масштабы использования ЭТС требуют наведения порядка с учетом электропотребления в быту. Нужно найти эффективные средства для борьбы с воровством электроэнергии, с неплатежами. Пока сохраняется проблема неплатежей, никакие организационно-технические мероприятия не приведут к желаемому результату — самоограничению пользователей в потреблении электроэнергии, стимулируемому опасениями создания слишком большой задолженности. Можете потреблять сколь угодно много, если вам разрешают не платить.

Здесь же уместно сделать еще одно критическое замечание в адрес «Концепции…» — те квартирные электросчетчики, которые получили до сегодняшнего дня наиболее широкое распространение, увы, вряд ли подойдут на случай перевода теплоснабжения на электрическую энергию. Не рассчитаны они на такую мощность, и быстро выйдут из строя. Поэтому при анализе «Концепции…» нужно иметь в виду, что с развитием ЭТС и абонентские вводы в квартиру придется усиливать, и электросчетчики полностью менять.

5 Центральной проблемой в теплоснабжении городов является не источник первичной энергии, а состояние жилого фонда. Любым видом энергии отапливать наши здания, не улучшая их теплотехнические характеристики, будет дорого. В этом направлении, бесспорно, происходят позитивные сдвиги. Приняты новые строительные нормы, новое жилье, вводимое в эксплуатацию, является более энергоэкономичным. Стали более доступными рядовому потребителю энергосберегающие конструкции и строительные материалы — те же металлопластиковые окна со стеклопакетами, минеральная теплоизоляция стен и пр. Тем не менее, без государственной поддержки энергосбережения процесс сокращения тепловой нагрузки в городах будет идти слишком медленно и чересчур долго.

Завершая обсуждение преимуществ и недостатков того или иного энергоносителя для отопления жилых зданий, отметим, что в этом вопросе не последнюю роль играют принципы справедливого тарифообразования. В обсуждаемом случае стоит вспомнить, что по сегодняшний день у нас действует механизм перекрестного субсидирования потребителей. В результате тариф на электрическую энергию для бытовых потребителей, по оценкам экспертов, составляет около половины себестоимости ее выработки. Можно ли при таком соотношении себестоимости и цены говорить о возможности увеличения объемов электропотребления в быту? Конечно, нет. Потому что это — экономический абсурд. Тарифы должны быть справедливыми, то есть, по известной формуле, основанными на затратах. Нам же до этого еще очень и очень далеко. Потому что мы продолжаем «барахтаться» на куда как более низком уровне, пытаясь добиться от бытовых потребителей своевременного и 100%-ного погашения задолженностей за потребленную электроэнергию, начисленных, исходя из уполовиненных цен. 

Чем грозит электроэнергетике потеря СЦТ? 

Хотя любая страна состоит из регионов, следует, по-видимому, различать такие два понятия, как энергетическая безопасность государства и энергетическая безопасность регионов. Ясно, что они тесно взаимосвязаны между собой, но обозначают несколько разные аспекты одной общей проблемы. Энергетическая безопасность государства, в первом приближении, — это его способность предупреждать кризисы, такие, как бензиновый, обеспечивать хотя бы простое, если не расширенное, воспроизводство основных фондов энергетики. Энергетическая безопасность регионов — это способность регионального ТЭК обеспечивать надежное и качественное энергоснабжение потребителей не только в штатных условиях, но и при природных или социальных катаклизмах.

В этой связи следует отметить, что безусловное преимущество ЭТС — в выполнении резервных функций по отношению к СЦТ. Видимо, именно этим ограничена верхняя граница масштабов его рационального применения. Вполне разумно не городить резервные тепломагистрали, ломать голову над наилучшим проектом кольцевания тепловых сетей, что представляет собой огромнейшую проблему в условиях уже имеющейся застройки городов, а просто содействовать развитию систем ЭТС, особенно там, где это позволяет инфраструктура электросетевого хозяйства. Аккумулированный населением электроотопительный потенциал должен быть таким, чтобы в случае аварии на теплосети потребители «продержались» на электроотоплении, пока не будет выполнен восстановительный ремонт. Но не больше.

А если, все-таки, больше? Вплоть до полного вытеснения СЦТ, чего не отрицают авторы «Концепции…»?

Здесь мы должны вспомнить, что СЦТ является крупнейшим потребителем тепловой энергии, выработанной в комбинированном цикле. Не будет ее, и резко ухудшатся условия для выживания ТЭЦ, которые, в свою очередь, представляют собой, пусть до конца не раскрытый и до сегодняшнего дня, потенциал маневренности ОЭС. По различным оценкам, ОЭС испытывает дефицит в маневренных мощностях от 2 до 7 тыс. МВт. Для его восполнения за счет строительства ГАЭС либо маломощных пиковых мощностей вроде ГТУ требуются многомиллионные инвестиции. Но ведь у нас есть ТЭЦ, способные за счет изменения соотношения в объемах производства тепловой и электрической энергии разгружаться до 50% от заявленного энергорынку технического максимума. Нет нужды доказывать, что это лучше, чем останавливать пылеугольные «двухсотки» на ночь. И не так уж и дорого, учитывая исключительно организационный характер всех необходимых для этого мероприятий. Не раз уже говорилось, что ценность ТЭЦ для ОЭС определяется не столько их квотой в объемах производства электроэнергии, сколько способностью предоставлять ресурс маневренности, а также предотвращать резкий рост электрической нагрузки в быту при снижении наружной температуры в зимние месяцы. Похоже, ни первое, ни второе из указанных обстоятельств не принято авторами «Концепции…» во внимание.

И последнее. Авторы «Концепции…» гиперболизируют степень износа тепловых сетей и чересчур оптимистично оценивают техническое состояние электросетевого хозяйства. А ведь оно находится не во много лучшем состоянии, чем теплосетевое, и нуждается не в меньших инвестициях. Майская крупная авария в энергосистеме Москвы — лучшее тому подтверждение. 

Выводы 

1 Расширение доли АЭС в структуре генерирующих мощностей ОЭС не является само по себе исчерпывающим по глубине вторичных последствий мероприятием, гарантирующим усиление энергетической безопасности Украины в условиях роста мировых цен на нефть. Однобокая реструктуризация генерирующих мощностей, не подкрепленная адекватным (сбалансированным) развитием источников пиковой и полупиковой мощностей, с одной стороны, а также усилением политики энергосбережения во всех секторах экономики, включая бытовой, — с другой, создает только видимость будущего благополучия электроэнергетики.

2 Как диверсификация топливной базы энергетики является необходимым условием энергетической безопасности государства, так и диверсификация источников теплоснабжения является залогом энергетической безопасности регионов. Делать ставку на монополизацию региональных рынков тепловой энергии каким-то одним типом источников теплоснабжения — что на базе тепловой энергии, выработанной котельными и ТЭЦ, что на базе электрической энергии, выработанной АЭС, — заведомо проигрышная позиция в современных условиях. Разные источники теплоснабжения, сосуществующие на общей территории, должны дополнять друг друга, создавая разумную конкуренцию и предлагая потребителям разнообразный спектр услуг разных качества и стоимости. Это не только соответствовало бы духу рыночных перемен в сфере коммунального обслуживания, но и способствовало укреплению надежности функционирования региональных энергокомплексов.

3 Думая о будущем энергетики Украины, не следует забывать трагических уроков советского прошлого. Вера в возможность решить все энергетические проблемы, понастроив АЭС или АТЭЦ и забыв об энергосбережении, — химера, за приверженность к которой общество однажды уже заплатило дорогую цену. Вряд ли стоит вступать на этот путь во второй раз.

За счет эффективного использования топлива, которое сегодня расходуется в Украине для обогрева зданий и на горячее водоснабжение, можно вырабатывать такое количество электроэнергии, которое дало бы возможность закрыть все атомные и тепловые конденсационные электростанции.  

Ключевые слова: топливо, теплота, электроэнергия, энергосохранение, теплоизоляция  

Успешное развитие экономики Украины в значительной степени зависит от решения вопроса с энергоносителями. Недостаточное количество собственных энергоносителей обязывает к их импортированию. Сегодня около 25% валового внутреннего продукта (ВВП) расходуется на импорт энергоносителей. Поэтому важнейшей задачей является вопрос их экономии путем эффективного и сберегательного использования. Энергосбережение должно стать основным приоритетом энергетической политики Украины, поскольку сокращение энергопотребления за счет энергосбережения означает сокращение импорта энергоносителей. Затраты на использование потенциала энергосбережения в несколько раз ниже от стоимости поставок импортного топлива, поэтому от повышения энергоэффективности достигается значительный экономический эффект.  

Один из путей экономии энергоносителей - эффективное использование высокопотенциальной составной теплоты сгорание топлива, которое используется для отопления и горячего водоснабжения. Такое энергосбережение является довольно известным, а один из способов его реализации - комбинированное производство электроэнергии и тепла0 на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ). Соответственно термодинамической терминологии, такой способ обеспечивает значительное повышение энергетического коэффициента полезного действия. Но, несмотря на это, использование теплофикационного цикла было и есть слабораспостранённым. Причинами этого были дешевые энергоносители раньше, и недостаточное понимание проблемы сегодня. Только 4% электроэнергии от всего объема потребления вырабатывается на ТЭЦ, а близко 90% - на конденсационных электростанциях, на которые только одна третья теплоты топлива превращается в электроэнергию, а две третьих - выбрасывается в окружающую среду и есть основным источником теплового загрязнения.  

Комбинированный способ выработки электроэнергии и теплая имеет значительные экономические преимущества. В результате применения этого способа, доходы от реализации выработанных теплоты и электроэнерги на единицу количества сожженного топлива возрастают в сравнении с доходами, которые полученные от реализации выработанных теплоты и электроэнерги в отдельности - в котельных и на конденсационных электростанциях. Например, если стоимость тепла, полученного с 1 м3 газа в обычной котельной, составляет 0.448 грн. при стоимости газа 0.226 грн./ м3, а стоимость электроэнергии полученной с 1 м3 газа на конденсационной электростанции 0.36 грн., то стоимость полученной продукции при комбинированном производстве электроэнергии и теплоты с 1 м3 газа составляет 0.616 грн. В среднему стоимость выработанной с 1 м3 газа продукции по комбинированной схеме по сравнению с обычной повышается на 35-40%, при существующих сегодня ценах. Но эта стоимость будет возрастать при росте цен на электроэнергию. К девальвации гривны эта разность в стоимости составляла 52%.  

Из 1 м3 газа, при сжигании его с к.п.д. 0.85, можно получить около 8 кВт*год тепловой энергии (28,8МДж) или около 2.8 кВт*год электроэнергии (к.п.д 30%) . Цена 1 м3 газа потребляемого городскими котельнями - 0.226 грн. Стоимость 1Гкал - около 65 грн. Стоимость теплоты, полученной из 1 м3 газа в городских котельнях - 0.056 х 8 кВт*час = 0.448 грн. Стоимость электроэнергии, полученной из 1 м3 газа составляет 0.12 х 2.8 кВт*час =0.34 грн. (Стоимость газа в 1 кВт*час теплоты - 0.028 грн., а в 1 кВт*час электроэнергии - 0.096 коп., при стоимости 0.288 грн/м3 ).  

При изготовлении электроэнергии на конденсационных электростанциях из 1 м3 газа получают 2.8 кВт*час электроэнергии, а около 6.8 кВт*час теплоты выбрасывается в окружающую среду. Если же перейти на комбинированное производство электроэнергии и теплоты, то с 1 м3 газа можно вырабатывать около 2.8 кВт*час электроэнергии, а около 5 кВт*час использовать для отопления или гарячего водоснабжения. В этом случае стоимость полученной из 1 м3 газа теплоты и электроэнергии будет: 2.8 кВт*час х 0.12 + 5 кВт*час х 0.056 = 0.616 грн., т.е, сжигая 1 м3 газа при таком способе, можно получить на 0.616 - 0.448 = 0.168 грн. больше, или на 0.168 : 0.448 х 100% = 38 % больший доход.  

Кроме экономических преимуществ, изготовление тепла и электроэнерги комбинированным способом значительно снижает затрату топлива (близко 50%), поскольку разрешает использовать то тепло, которое почти не используется на конденсационных электростанциях.  

По данным работы [1] в Украине на отопление и горячее водоснабжение имеющегося жилого фонда используется 70-75 млн. т.у.т., из них около 34 млрд. м3 газа. При этом, около 30-50% выработанной теплоты теряется из-за эксплуатации малоэффективного и изношенного оборудования, аварийного состояния инженерных сетей, низких теплозащитных свойств заградительных конструкций зданий и т.д. [1-3].  

Эффективное сжигание всего объема топлива, которое используется сегодня для отопления и горячего водоснабжения по теплофикационному циклу разрешило бы вырабатывать около 200 млрд. квт*час. электроэнергии, которая превышает ее выработку на всех электростанциях Украины за год (в 1997 году было выработано 177 млрд. кВт*час). А за счет устранения потерь, которые имеют место при настоящем транспортировании и потреблении тепла, можно компенсировать затраты тепловой энергии, которая необходимая для производства электроэнергии на ТЭЦ. Таким образом, полное использование на ТЭЦ топлива, которое тратится сегодня в Украине на отопление и горячее водоснабжение, а также эффективная теплоизоляция теплосетей и зданий дало бы возможность обеспечить полностью наши потребности в тепле и электроэнергии. Внедрение комбинированного способа производства теплоты и электроэнергии и их сберегательное использование разрешило бы отказаться от производства электроэнергии на атомных и тепловых конденсационных электростанциях. При этом отпадёт необходимость импортировать ядерное топливо и на 30 млн. т.у.т. сократится потребление энергоносителей, которые сегодня сжигают на тепловых конденсационных электростанциях. Значительное снижение, приблизительно на 52 млн. т.у.т, потребление химического и ядерного топлива существенно снизит количество вредных выбросов и тепловое загрязнение окружающей среды. Уменьшение потребления энергоносителей на 30 млн. т.у.т. позволило бы снизить импорт природного газа на 26 млрд. м3, что означало бы экономию средств в размере 2.1 млрд. долларов. Если сюда добавить средства, которые идут на закупку ядерного топлива, то экономия окажется еще большей и будет составлять вцелом около 4 млрд. долларов в год.  

Конечно, реализация такого глобального проекта довольно таки проблематична, но приведенные расчеты являются свидетельством мощного потенциала энергосбережения за счет эффективного использования высокопотециальной составляющей теплоты сгорания топлива, которое используется для отопления и горячего водоснабжения. Сегодня у нас процент маленьких промышленных и коммунальных ТЭЦ в производстве тепла составляет менее 10%, тогда как процент их в производстве тепла в Финляндии составляет - 43%, в Германии - 53%, в Голландии - 67%, Великобритании и США - более 90% [1]. Последние цифры являются доказательством того, что такой проект является реальным. Для его реализации необходимо создать национальную программу по перестройке всей топливно-энергетической области. Нужны значительные средства для реконструкции теплоэнергетических предприятий, инженерных сетей, проведение мероприятий по теплоизоляции зданий. С другой стороны, вследствие их значительного физического и морального износа, такие изменения, так или иначе, необходимо будет проводить уже в ближайшее время. Большие затраты на техническое переоборудование теплоэнергетических предприятий с переходом их на комбинированное производство тепла и электроэнерги быстро окупятся.  

Например, УкрЭСКО работает над реализацией нескольких инвестиционных проектов по трансформации обычных котельных на комбинированное производство электроэнергии и теплая.  

Так, государственная компания "Энергия", что вырабатывает тепло для ряда фабрик и горячую воду для центрального отопления города Обухов, предлагает установку паровых турбин для производства электроэнергии как для внутреннего потребления, так и на продажу. Затраты на инвестицию составляют 4,0 млн. долл. США с дальнейшей чистой годовой экономией для компании 2.1 млн. долл. США.  

Установка паровой турбины с генератором на Житомирском заводе химических волокон будет стоить близко 550 тыс. долл. США, которое обеспечит годовую финансовую экономию 33% от суммы инвестиции.  

Мероприятия по замене тепловых магистралей и утепления зданий имеют срок окупаемости приблизительно - 4-6 лет [4].  

Реорганизации энергетики на ориентацию получения электроэнергии и тепла на ТЭЦ оказывает содействие высокая степень централизации системы снабжения тепла и горячей воды. Сегодня такая система теплоснабжения жилого фонда вызовет справедливые замечания вследствие ее высоких потерь и высокой стоимости. Поэтому планируется проведение децентрализации системы теплоснабжения за счет использования кровельных котельных и индивидуальных нагревателей. Следует заметить, что такая тендеция является ошибочной и вредной с точки зрения энергосбережения. Без централизованной системы теплоснабжения практически невозможно использовать високопотенциальную составляющую теплоты сгорание топлива. С другой стороны, недостатки централизованной системы теплоснабжения можно устранить, если снизить потери тепла при транспортировании и использовании его для обогрева зданий. Реконструкция котельных в теплоцентрали, замена труб тепловых трасс на современные трубы с пенополиуритановой изоляцией, тепловая изоляция зданий, установка теплообменных пунктов и современных приборов регулирования и контроля позволит снизить в два-три раза оплату за теплоснабжение, при сохранении высокого уровня комфортности и меньших капитальных затратах. Переход на децентрализованную систему теплоснабжения требует дорогого оснащения и не выключает необходимости тепловой изоляции зданий, поэтому будет требовать не меньших капитальных и эксплуатационных затрат, но экономия средства и топлива при этом будет меньшая.  

Применение труб с пенополиуритановой изоляцией позволит снизить потери тепла при его транспортировании с 20-30% до 1%, при нормативных - 8% [5]. Современные технологии и новые теплоизоляционные материалы дают возможность уменьшить затраты тепла на обогрев зданий на 50-70% [1,4]. Проведение этих мероприятий позволит использовать до 30% теплоты для выработки электроэнергии без изменения сегодняшних объемов потребления топлива, которое используется для отопления и горячего водоснабжения. За счет средств, полученных от реализации дополнительно выработанной электроэнергии, можно будет покрывать затраты на топливо, которое используют в теплоснабжении. Таким образом, после периода окупаемости затрат на реконструкцию, учитывая эксплуатационные затраты, стоимость снабжения теплоты для потребителей можно будет снизить в два-три раза.  

Децентрализация системы теплоснабжение связана еще с одной проблемой - преждевременным разрушением централизованной системы. Уменьшение количества потребителей тепла от больших котельных, при децентрализации системы теплоснабжения, вызовет снижение их рабочей мощности, а затем и эффективности вследствие падения коэффициента полезного действия и увеличения эксплуатационных затрат. Все это приведет к увеличению стоимости теплоты и возрастанию бюджетных расходов на их покрытие, или - к банкротству котельных.  

Правильная организация централизованной системы теплоснабжения с комбинированной системой выработки электроэнергии и теплоты, кроме экономии средств и топлива, имеет дополнительные преимущества, поскольку будет создавать возможность маневра мощностями при пиковых погрузках и в экстремальных ситуациях. Большое количество электрогенерующих установок маленьких и средних мощностей, при создании высокоэффективной системы централизованного управления, разрешит легко маневрировать их общей мощностью в зависимости от потребностей.  

Переход на комбинированное производство электроэнергии и теплоты будет оказывать содействие созданию большого количества электрогенерующих установок разной мощности. Их работу необходимо будет согласовывать с работой всей энергосистемы и локальными графиками подачи тепла. Соответственно, необходимо будет организовать систему теплоснабжения. В период пиковых нагрузок на энергосистему, электрогенерующие установки ТЭЦ будут работать в режиме максимальной мощности. В этот период будет максимальное выделение теплоты, которую следует использовать для нагревания воды и выработки пара. При спаде нагрузки в энергосистеме, мощность электрогенерующих установок можно будет снижать, а при использовании блочных установок, часть их отключать. Снижение количества выделения теплоты, будет компенсироваться ранее накопленной теплотой, а также использованием избыточной электроэнергии. В этом случае количество необходимой теплоты будет меньшее, поскольку она будет использоваться для поддержания температуры прежде выработанного пара и нагретой воды  

Для повышения эффективности работы ТЭЦ с учетом цикличности нагрузка энергосистемы и потребления теплоты можно применить тепловые насосы. Это разрешило бы вырабатывать дополнительную теплоту, используя излишек электроэнергии в период снижения нагрузка на энергосистему.  

Для решения проблемы эффективности использования энергоустановок с учетом цикличности наггрузка энергосистемы, которая связана с отсутствием компенсирующих мощностей, можно создать централизованные котельные с тепловыми насосами [6]. В период излишка электроэнергии ее можно потреблять для изготовления и накопления тепла с низкопотенциальных источников теплоты. Использование электроэнергии таким образом повышает эффективность в среднем в три-четыре раза (на 1кВт*час электроэнергии можно получить 3-4 кВт*час низкопотенциальной теплоты). Цикл тепловых насосов, как и теплофикационный цикл, дает возможность эффективно использовать високопотенциальную составляющую теплоты сгорания топлива, но с другим принципом работы.  

В Швеции теплонасосные станции (котельные) начали строить еще в 80-х годах. Мощнейшая из них (320 МВт) была построена в 1986 году для теплоснабжения Стокгольма. Источник низкопотенциальной теплоты - морская вода [6]. В Англии создан исследовательский образец парокомпрессионного теплового насоса с приводом от двигателя внутреннего сгорания для утилизации теплоты сточных вод[7]. При потреблении 1кВт*час теплоты сгорания природного газа эта теплонасосная установка дает до 1.5 кВт*час низкопотенциальной теплоты.  

Еще один способ эффективного использования високопотенцийноїй составляющей теплоты сгорания топлива - это топливные элементы. Такая технология разрешает получать из природного газа электроэнергию и теплоту с высоким к.п.д. При этом отпадает необходимость в сложном оборудовании, значительно уменьшается количество вредных выбросов. Малые габариты генерующих мощностей позволяют размещать их в любом месте в непосредственной близости к потребителям. За этим способом получения электроэнергии и теплоты будущее мировой энергетики. Вместе с тем, сегодня в мире уже работает 144 производственно-экспериментальных установок на топливных элементах. Фирма ONCI (США) поставляет на рынок коммерческие блоки РС25АО, ЗС25СТ электрической и тепловой мощностью 200 квт, (к.п.д. 40%) и 220 квт (45%), соответственно[8].  

Реализация программы на перестройку развития топливно-энергетического комплекса будет иметь значительное влияние на экономику страны и даст толчок развитию производства. Ведь речь идет о создании продукции и экономии топлива на десятки миллиардов гривен. Следует также помнить о значительном снижении техногенного влияния на окружающую среду за счет сокращения мощностей конденсационных электростанций. Но всё это невозможное без значительных инвестиций. Для реализации предложенной программы средства можно получить от западных инвесторов, но следует использовать и собственные резервы.  

Одним из путей инвестирования - привлечение средств населения. Сегодня эти средства очень тяжело привлекать из-за нестабильности гривны и недоверия население к банкам, которые не дают достаточных гарантий своим вкладчикам. Создание опережающей системы оплаты за коммунальные услуги с последующим понижением стоимости этих услуг или выплатой соответствующих дивидентов даст возможность задействовать значительные средства населения. В данном случае вкладчики будут иметь полную гарантию того, что их средства не пропадут и не обесценятся вследствие инфляции.  

Другой путь инвестирования - это снижение стоимости разработки проектов и их реализации. Этого можно достичь за счет объединения для общей деятельности разных заинтересованных предприятий - проектно-конструкторских институтов, строительных организаций, производителей оснащения и аппаратуры и др. Объединение их ресурсов, использование внутренних резервов позволило бы значительно снизить затраты на изготовление оборудования и реконструкцию энергетики с целью широкого использования високопотенциальной части теплоты сгорания топлива. Снижение затрат можно достичь также за счет льготного налогообложения и оплаты работы по минимуму с доплатой акциями на собственность производства, которое создается, то есть право на часть будущих прибылей. Важно дать начальный толчок реализации этой программы, которая в дальнейшем будет разворачиваться и самоинвестирываться за счет экономии средства, которые сегодня расходуются на импорт энергоносителей.  

Огромные возможности энергосбережения за счет использования высокопотенциальной составляющей теплоты сгорание топлива и многовариантность его технического обеспечения должны быть заложены в основу стратегического направления развития топливно-энергетического комплекса Украины и превратиться в базовую область экономики на ближайшее будущее. Сегодня это не просто решение технической проблемы, но и решение экономических и политических вопросов. Реализация предложенного проекта такого масштаба даст толчок восстановлению производства, созданию большого количества рабочих мест, будет оказывать содействие значительному улучшению экологии, оздоровлению нашей экономики.