На главную

Нужна ли Беларуси АЭС? Экономическая оценка строительства и эксплуатации атомной электростанции в Беларуси. Мировой опыт использования атомной энергии. Воздействие на окружающую среду. Последствия аварии на Чернобыльской АЭС для Беларуси. Ядерные отходы  

«     2011     2010  |   2009  |   2008  |   »

01.09.2009 Оптимизация ввода ядерной энергетики в топливно-энергетический комплекс Беларуси

В качестве минимизируемой целевой функции Bj WASP использует дисконтированные затраты на функционирование энергосистемы в течение определенного временного периода Т:

 

(1)

 

где j – удовлетворяющий ограничениям по надежности и резервированию мощности план расширения энергосистемы;

t – текущий год рассматриваемого временного периода;

I – капитальные затраты;

S – величина, характеризующая затраты за пределами исследуемого периода (salvage value);

F – затраты на топливо;

M – эксплуатационные затраты (без топлива);

O – затраты из-за недопоставленной электроэнергии.

При использовании программы WASP для энергосистем с большой долей когенерационных энергоисточников, каковыми являются в Белорусской энергосистеме теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), возникают определенные методические трудности их представления. Эти трудности были преодолены путем отнесения лишь части стоимости топлива ТЭЦ на стоимость производства электроэнергии. Такой подход обеспечивает преимущественные экономические характеристики ТЭЦ по сравнению с конденсационными электростанциями. Кроме того, объемы реконструируемых и новых ТЭЦ были оценены вне оптимизационных расчетов по программе WASP и не рассматривались как конкуренты вводимым конденсационным электростанциям и парогазовым установкам.

Результаты оптимизации целевой функции определяются следующим набором исходных данных и ограничений, используемых при решении задачи:

• потребности в электроэнергии в течение рассматриваемого временного периода;

• поведение пиковой мощности энергосистемы на этом же отрезке времени;

• прогноз цен на все виды топлива, используемого при функционировании энергосистемы в течение рассматриваемого временного периода;

• технико-экономические характеристики существующих электростанций и блоков-«кандидатов» на расширение энергосистемы;

• вывод существующих энергоблоков и ввод новых в соответствии с программой модернизации энергосистемы;

• требуемый для обеспечения надежности резерв активной мощности энергосистемы.

Оптимизация структуры энергосистемы производилась на временном интервале 2006–2035 гг. Потребности в электроэнергии, показанные на рис. 1, до 2020 г. были взяты из последней версии Концепции энергетической безопасности Республики Беларусь 2007 г. и экстраполировались с сохранением тенденции до 2035 г.

 

 

Пиковая мощность энергосистемы, прогнозируемая в Концепции энергетической безопасности РБ [2], представляется существенно завышенной, поскольку отражает тенденцию уменьшения коэффициента заполнения графика нагрузки энергосистемы. В настоящей работе использовалась пиковая мощность (рис. 2), полученная при предположении о сохранении коэффициента заполнения графика нагрузки на уровне 2006 г.

 

 

Авторы использовали прогнозы цен на энергоносители, выполненные специалистами РУП «БЕЛТЭИ» и ОИЭЯИ-«Сосны» (по ядерному топливу) при реализации одного из заданий государственной научно-технической программы «Ядерные технологии для народного хозяйства Беларуси» (рис. 3).

 

 

Оптимизируемая модель энергосистемы включала существующие электростанции и блоки-«кандидаты», восполняющие возникающий с течением времени дефицит мощности.

Перечень существующих к 2006 г. электростанций Белорусской энергосистемы приведен в табл. 1. Крупные электростанции были представлены набором своих энергоблоков. Совокупности ТЭЦ мощностью менее 50 МВт, мини-ТЭЦ и блок-станций моделировались набором из энергоисточников одинаковой мощности. Гидроэлектростанции не включались в модель по причине их малого влияния на баланс мощности энергосистемы.

Таблица 1

Перечень существующих электростанций, 2006 г.

Наименование электростанции

Код блока

Мощность блока, МВт

Число блоков

Установленная мощность, МВт

Лукомльская ГРЭС

LUKL

304

8

2 430

Березовская ГРЭС

 

 

 

1 060

BRS1

15

2

30

BRS2

160

3

480

BRS3

25

22

550

Минская ТЭЦ-5

MNS5

330

1

330

Минскаяnbsp;ТЭЦ-4

 

 

 

1 030

MN41

250

3

750

MN42

60

1

60

MN43

110

2

220

Гомельская ТЭЦ-2

GOM2

180

3

540

Новополоцкая ТЭЦ

 

 

 

505

NVP1

50

5

250

NVP2

60

2

120

NVP3

135

1

135

Минская ТЭЦ-3

 

 

 

370

MN31

25

2

50

MN32

60

2

120

MN33

100

2

200

Могилевская ТЭЦ-2

 

 

 

345

MG21

60

1

60

MG22

50

3

150

MG23

135

1

135

Светлогорская ТЭЦ

 

 

 

215

SVT1

60

1

60

SVT2

45

2

90

SVT3

50

1

50

SVT4

15

1

15

Мозырская ТЭЦ

 

 

 

195

MOZ1

60

1

60

MOZ2

135

1

135

Бобруйская ТЭЦ-2

BOBR2

60

3

180

Гродненская ТЭЦ-2

 

 

 

170

GRD21

60

2

120

GRD22

50

1

50

Витебская ТЭЦ

VTBK

35

2

70

Жодинская ТЭЦ

ZHOD

27

2

54

Оршанская ТЭЦ

 

 

 

73

ORSH1

6

3

18

ORSH2

27,5

2

55

 

 

 

 

ТЭЦ<50 МВт

SPP

6

25

150

Мини-ТЭЦ

MINI

3

7

21

Мини-ТЭЦ на МВТ

LFPP

1,2

1

1,2

Блок-станции

BLST

6

38

228

Итого

7 967

 

Использованные в расчетах технико-экономические характеристики существующих электростанций, полученные на основе данных, представленных специалистами РУП «БелНИПИэнергопром», приведены в табл. 2.

Таблица 2

Технико-экономические характеристики существующих электростанций

Код блока

Удельный расход тепла на производство электроэнергии, ккал/кВт•ч

Вынужденные остановы, %

Плановые остановы, дней/год

Эксплуатационные затраты

минимальная нагрузка

средняя нагрузка

постоянные, долл./кВт•ч

переменные, долл./МВт•ч

LUKL

2 744

2 228

6

62

0,39

1,36

BRS1

3 053

2 390

7,8

66

0,61

3,93

BRS2

3 053

2 390

7,8

66

0,61

3,93

BRS3

3 053

2 390

7,8

66

0,61

3,93

MNS5

2 786

2 293

7,2

58

0,92

3,21

MN41

3 680

2 991

8,1

64

0,94

4,64

MN42

6 117

4 973

7,3

57

1,61

7,92

MN43

3 680

2 991

7,4

62

1,39

6,85

GOM2

3 736

3 227

8,3

71

0,40

2,61

NVP1

6 656

5 411

7,2

58,4

0,17

2,35

NVP2

6 117

4 973

7,2

58,4

0,16

2,26

NVP3

6 641

5 399

7,2

58,4

0,13

1,84

MN31

5 473

4 449

8,8

67,5

1,23

7,15

MN32

6 117

4 973

7,1

57

0,84

4,90

MN33

5 473

4 449

7,2

60

0,76

4,43

MG21

6 117

4 973

7,1

57

0,52

4,80

MG22

6 656

5 411

6,8

57

0,50

4,63

MG23

6 641

5 399

7,8

68

0,44

4,07

SVT1

6 117

4 973

7,3

58

0,53

4,47

SVT2

6 063

4 930

7,2

58

0,58

4,87

SVT3

6 656

5 411

6,8

57

0,56

4,67

SVT4

6 063

4 930

6,7

53

0,76

6,41

MOZ1

6 117

4 973

7,1

57

0,49

4,13

MOZ2

6 641

5 399

7,8

68

0,41

3,47

BOBR2

6 117

4 973

7,3

58

0,82

4,60

GRD21

6 117

4 973

7,1

57

0,55

4,64

GRD22

6 656

5 411

6,8

57

0,53

4,48

VTBK

6 913

5 621

9,0

69

0,38

2,62

ZHOD

7 873

6 401

8,9

69

0,21

2,57

ORSH1

3 787

3 079

11,5

73

0,95

6,78

ORSH2

3 787

3 079

11,5

73

0,95

6,78

SPP

15 839

12 878

9,8

64

1,2

6,4

MINI

45 000

36 264

9,8

64

1,3

8,6

BLST

15 839

12 878

9,8

64

1,2

6,4

LFPP

65 000

51 845

9,8

64

1,2

6,4

 

Образование дефицита мощности энергосистемы, складывающееся в результате вывода источников из эксплуатации и роста пиковой мощности энергосистемы, показано на рис. 4. При оценке необходимой мощности принят 20-процентный резерв.

 

 

В качестве блоков-«кандидатов» на восполнение дефицита энергосистемы рассматривались:

• реконструкция конденсационных электростанций и ТЭЦ, работающих на газе;

• новые КЭС и ТЭЦ на угле;

• ядерные энергоблоки мощностью 1 000 и 300 МВт;

• газотурбинные установки;

• парогазовые установки.

Учитывая специфическую роль ТЭЦ в энергосистеме, объемы реконструкции и ввода новых ТЭЦ оценены авторами в соответствии с потребностями республики в тепловой энергии. Объем ввода газотурбинных установок был зафиксирован на постоянном уровне в 330 МВт.

Как видно из рис. 4, объем дефицита электрической мощности, структура которого подлежала оптимизации, оценен в размере около 1 800 МВт в 2015 г., 4 700 МВт – в 2020-м, 5 500 МВт – в 2025-м, 6 600 МВт – в 2030-м и 7 900 МВт – в 2035 г.

В табл. 3 представлены характеристики блоков-«кандидатов» на восполнение дефицита энергосистемы.

Таблица 3

Технико-экономические характеристики блоков-«кандидатов»

Наименование блока

Установленная мощность, МВт

Удельный расход тепла на производство электроэнергии, ккал/кВт•ч

Вынужденные остановы, %

Плановые остановы, дней/год

Эксплуатационные затраты

Удельные капитальные затраты, долл./кВт

Срок строительства, лет

Срок службы, лет

минимальная нагрузка

средняя нагрузка

постоянные, долл./кВт•ч

переменные, долл./МВт•ч

Реконструируемые КЭС на газе (ПГУ-КЭС)

90

2 100

1 700

8

88

1,2

3,4

1 000

2

30

Реконструируемые ТЭЦ на газе (ПГУ-ТЭЦ)*

50

2 400

1 900

8

88

1,3

3,5

1 100

2

30

Новые КЭС на газе (ПГУ-КЭС)

100

2 100

1 700

5

91

0,9

3,2

1 350

5

30

Новые ТЭЦ на газе (ПГУ-ТЭЦ)*

50

2 400

1 900

5

91

0,95

3,2

1 450

5

30

Угольные КЭС

100

2 700

2 500

9

110

1,4

3,6

2 000

5

30

Угольные ТЭЦ*

50

3 200

2 900

9

110

1,5

3,8

2 200

5

30

АЭС 1

1 000

2 600

2 500

4,5

57

4,81

6,59

3 000

6

50

АЭС 2

300

2 600

2 500

4,5

57

4,81

6,59

4 000

6

50

Газотурбинная установка*

110

3 360

2 700

8

80

1,0

6,9

500

5

30

* Введены в «кандидаты» для удобства обработки полученных результатов. Объемы вводимых мощностей ТЭЦ оценивались вне оптимизационных расчетов по WASP.

 

Расчеты по оптимизации структуры энергосистемы проводились для следующих возможных сценариев.

• Газовый сценарий. В качестве блоков-«кандидатов» для данного сценария рассматривались реконструируемые КЭС и новые ПГУ-КЭС на природном газе.

• Газово-угольный сценарий. К блокам-«кандидатам» предыдущего сценария были добавлены угольные КЭС.

• Ядерный сценарий. К блокам-«кандидатам» предыдущего сценария были добавлены ядерные энергоблоки.

Коэффициент дисконтирования для всех сценариев принимался равным 10 %.

Полученные в результате расчетов оптимальные структуры энергосистемы для сценариев на органическом топливе при резерве мощности энергосистемы 20–22 % приводятся на рис. 5 и 6.

 

 

 

Как показали расчеты, результаты оптимизации ядерного сценария существенным образом зависят от графика вывода (для постановки на реконструкцию) блоков Лукомльской ГРЭС и от резерва мощности энергосистемы.

На рис. 7 представлена оптимальная структура энергосистемы при следующем графике вывода из эксплуатации блоков Лукомльской ГРЭС: по 1 блоку в 2013-м и 2014 гг. и по 2 блока – в 2016-м, 2017-м и 2018 гг.

 

 

На рис. 8 показана оптимальная структура энергосистемы при выводе трех блоков Лукомльской ГРЭС в 2016 г., следующих трех – в 2018 г. и двух блоков – в 2019 г.

 

 

Как видно из сравнения рис. 7 и 8, второй график вывода существующих энергоисточников позволяет увеличить оптимальную долю ядерных энергоблоков. Иначе говоря, для оптимального ввода первого блока АЭС в 2016 г., второго блока – в 2018 г. энергосистема должна быть подготовлена соответствующим выводом существующих энергоблоков.

Далее обсуждается именно второй вариант ядерного сценария развития энегосистемы.

На рис. 9 приводятся величина и структура целевой функции для рассмотренных сценариев.

 

 

Как видно из данного рисунка, ядерный сценарий имеет преимущество перед остальными сценариями за счет выигрыша в величине затрат на топливо. Более наглядное представление о величине выигрыша ядерного сценария можно получить, рассматривая недисконтированные затраты. Структура недисконтированных суммарных затрат на функционирование топливно-энергетического комплекса для всех сценариев на период с 2006-го по 2035 гг. приведена на рис. 10.

 

 

Из рис. 10 следует, что суммарные недисконтированные затраты ядерного сценария на 39,3 млрд долл. ниже по сравнению с газовым сценарием и на 14,7 млрд долл. ниже – по сравнению с газово-угольным сценарием.

Стоимость производства электрической энергии для рассмотренных сценариев, включающая капитальную, эксплуатационную и топливную составляющие, сравнивается на рис. 11. Как видно из рисунка, стоимость производства электроэнергии для ядерного сценария с 2020 г. и до конца исследуемого периода существенно ниже: на 15–20 % по сравнению с газово-угольным сценарием и на 32–38 % – по сравнению с газовым сценарием. Однако в период с 2010-го до 2017 г. стоимость производства для ядерного сценария выше за счет высоких капитальных затрат.

 

 

На рис. 12–13 приведены составляющие стоимости производства электроэнергии.

 

 

 

Снятие ограничений на резерв мощности энергосистемы позволяет полнее использовать потенциальные возможности варианта развития энергосистемы с вводом ядерных энергоисточников.

На рис. 14–16 показана оптимальная структура энергосистемы при различных ограничениях на исследуемый диапазон резерва мощности энергосистемы: от 20 до 30 %, от 20 до 40 % и от 20 до 80 %. Как видно из рисунков, расширение диапазона резерва мощности создает благоприятные условия для ввода в энергосистему энергоисточников столь большой единичной мощности, какой является ядерный энергоблок в 1 000 МВт. К аналогичным результатам привело бы увеличение потребностей в электроэнергии или пиковой мощности энергосистемы, например, за счет включения в потребности экспорта электроэнергии.

 

 

 

 

На рис. 17 представлены целевые функции энергосистемы в диапазонах резерва мощности от 20 до 30 %, от 20 до 40 % и от 20 до 80 % в сравнении с показанным выше ядерным вариантом при ограничении на резерв 20–22 %.

 

 

Как следует из рис. 17, целевая функция улучшается по мере увеличения доли ядерных энергоисточников. Причиной является увеличение доли электроэнергии, вырабатываемой ядерными энергоисточниками, и снижение затрат на топливо для энергосистемы, с избытком компенсирующее увеличение капитальных затрат.

Рассчитывалась также стоимость производства электроэнергии для ядерных сценариев развития энергосистемы при различных уровнях резервирования мощности. Выяснилось, что снятие ограничений на резерв мощности (диапазон 20–80 %) позволяет добиться существенного снижения стоимости производства электроэнергии к концу исследуемого временного периода до 4–5 цент./кВт•ч. Однако такой вариант развития энергосистемы следует рассматривать как чисто теоретический, демонстрирующий потенциал ввода ядерных энергоисточников. К тому же данный вариант приводит к высоким значениям стоимости производства (до 21 цент./кВт•ч) в период строительства ядерных энергоисточников с 2013-го до 2019 г. Более реалистичным выглядит вариант при ограничении на резерв мощности 20–40 %, поскольку позволяет также добиться значительного снижения стоимости производства до 5–6 цент./кВт•ч и сохранить стоимость производства в период основных капитальных затрат на уровне вариантов с меньшей долей ядерных энергоисточников.

Единичная мощность ядерного энергоблока является еще одним фактором, от которого зависит оптимальная структура энергосистемы.

На рис. 18 сравниваются целевые функции ядерных вариантов с различной единичной мощностью блока. На рис. 19 показана стоимость производства электроэнергии для ядерных сценариев с различной единичной мощностью блока.

 

 

 

Сценарий с ядерным энергоблоком единичной мощностью 300 МВт, несмотря на более высокие капитальные затраты, имеет ряд преимуществ перед сценарием с единичной мощностью 1 000 МВт. Сценарий характеризуется более высокой долей ядерных мощностей в структуре энергосистемы, лучшей целевой функцией и позволяет получить меньшую стоимость производства электроэнергии в период с 2018-го до 2035 гг. Это объясняется тем, что меньшая мощность энергоблока лучше встраивается в энергосистему Беларуси с характерным для нее ходом электропотребления, выводом старых энергоисточников из эксплуатации и принятыми ограничениями по резерву мощности, чем крупный энергоблок в 1 000 МВт. Однако указанные преимущества, как показали расчеты, теряются при снятии ограничений на резерв мощности энергосистемы.

Цена ядерного топлива и капитальные затраты на строительство АЭС являются следующими важнейшими факторами, определяющими конкурентоспособность ядерных энергоисточников по сравнению с традиционными электростанциями. На исследуемом временном периоде цена ядерного топлива определяется двумя параметрами: начальной ценой и скоростью изменения цены во времени. На рис. 20 приведены кривые, связывающие эти два параметра условием равенства целевых функций ядерного сценария с блоками в 1 000 МВт и газово-угольного сценария как наиболее выгодного из сценариев на органическом топливе (резерв мощности для обоих сценариев – от 20 до 22 %). Кривые построены для различных значений капитальных затрат на строительство АЭС: 3 000 долл./кВт, 3 500 и 4 000 долл./кВт установленной электрической мощности. В области ниже кривых ядерный сценарий имеет преимущество перед газово-угольным, причем тем большее, чем дальше от кривой находится точка, связывающая прогнозируемые значения параметров.

 

 

Принятые в предыдущих расчетах значения параметров, показанные на рис. 20, находятся достаточно далеко от построенной соответствующей кривой. При принятой начальной цене ядерного топлива 444 долл./Гкал ядерный сценарий при капитальных затратах 3 000 долл./кВт более выгоден вплоть до темпа роста цены около 8 % в год. При принятом темпе роста цены ядерного топлива около 1,5 % в год ядерный сценарий более выгоден до начальной цены около 1 300 цент./Гкал.

 

Анатолий ЯКУШЕВ, доктор технических наук, заместитель генерального директора ГНУ «Объединенный институт энергетических и ядерных исследований – Сосны» Национальной академии наук Беларуси,
Борис ПОПОВ, кандидат технических наук, ведущий научный сотрудник ГНУ «Объединенный институт энергетических и ядерных исследований – Сосны» Национальной академии наук Беларуси

 

Выводы

 

• Дефицит мощности электрогенерирующих источников в Белорусской энергосистеме при 20-процентном резерве составит около 800 МВт в 2010 г., 1 550 МВт – в 2015-м, 5 000 МВт – в 2020-м, 5 800 МВт – в 2025 г.

• Оптимальным из сценариев развития электрогенерирующих мощностей на органическом топливе является газово-угольный вариант. Он позволяет уменьшить затраты на функционирование энергосистемы с 2006-го до 2035 г. на 24 млрд долл. (в ценах 2005 г.) по сравнению с «чисто» газовым вариантом. Стоимость производства электроэнергии в 2020 г. составит 9,5 цент./кВт•ч (11,9 цент./кВт•ч – для газового варианта).

• Ядерные сценарии развития электрогенерирующих мощностей имеют преимущество перед сценариями на органическом топливе.

• Для оптимального ввода первого блока АЭС в 2016 г., второго блока – в 2018 г. энергосистема должна быть подготовлена соответствующим выводом существующих энергоблоков.

• Ядерный сценарий на блоках в 1 000 МВт при 20-процентном резерве мощности оптимален при вводе первого блока в 2016 г., второго – в 2018 г., третьего – в 2019 г. Данный сценарий позволяет уменьшить затраты на функционирование энергосистемы с 2006-го до 2035 г. на 15,3 млрд долл. по сравнению с газово-угольным вариантом. Стоимость производства электроэнергии в 2020 г. составит 8,1 цент./кВт•ч.

• При 20-процентном резерве мощности ядерный сценарий на блоках 300 МВт имеет преимущество перед сценарием на блоках 1 000 МВт при вводе 5 блоков в 2016 г., 8 – в 2018-м, 11 – в 2019-м, 12 – в 2026-м и 13 – в 2030 г. Этот сценарий позволяет получить стоимость производства электроэнергии в 2020 г. порядка 7,4 цент./кВт•ч.

• При увеличении резерва мощности до 40 % оптимальное количество ядерных блоков 1 000 МВт в энергосистеме следующее: в 2016 г. – 2, в 2018-м – 3, в 2019-м – 5, в 2025-м – 6, в 2029-м – 7, в 2034 г. – 8. Стоимость производства электроэнергии в 2020 г. – 6,4 цент./кВт•ч. Блоки 300 МВт теряют преимущество.

• Определены области значений удельных капитальных затрат, ожидаемой стоимости ядерного топлива в 2035 г. и темпов роста цены, в которых ядерный сценарий на блоках 1 000 МВт (при 20-процентном резерве мощности) имеет преимущество по целевой функции перед газово-угольным сценарием.

 

Литература

 

1. Wien Automatic System Planning (WASP) Package. Version WASP-IV User’s Manual. IAEA, Vienna, 2001. 194 p.

2. Концепция энергетической безопасности Республики Беларусь. – Минск, 2007 г.

 

Контакты

Беларусь: 220121, г. Минск
а/я 72
Тел.: +375 (17) 385-94-44,
385-96-66

Факс: +375 (17) 392-33-33
Gsm: +375 (29) 385-96-66 (Vel)

Е-mail: energopress@energetika.by
E-mail отдела рекламы:
reklama@energetika.by

© ОДО Энергопресс, 2003—2009. Все права защищены.
Мониторинг состояния сайта
Создание сайта Атлант Телеком