Швейцария
Атомная энергетика. В Швейцарии атомная энергетика достаточно развита. Сегодня в стране эксплуатируется пять атомных блоков на четырех АЭС (три из которых расположены на севере, а одна на западе страны) суммарной электрической мощностью 3077 МВт, годовая выработка электроэнергии атомными станциями составляет около 40 % общего объема генерации электрической энергии в Швейцарии.
Система ЦТ на базе АЭС «Безнау». Атомная станция «Безнау» расположена в южной части одноименного небольшого острова на реке Аре (нем. — Aare) в 35 км к северо-западу от Цюриха. Первый энергоблок «Безнау-1» на АЭС был запущен в работу еще в 1969 году, менее чем через два года был введен в эксплуатацию второй блок «Безнау-2».
В апреле 1981 года восемь коммун, ряд промышленных и коммерческих потребителей и несколько национальных исследовательских институтов, которые все расположены в кантоне Ааргау (Aargau) в различной степени удаленности от атомной станции «Безнау», приступили к изучению проекта по созданию системы ЦТ на базе АЭС «Безнау». Реализация такого проекта позволяла решать национальные задачи по снижению объема импортируемого органического топлива (нефти) и улучшению экологической обстановки в стране.
В 1983 году на основе публичного голосования эти восемь муниципалитетов стали акционерами новой теплоснабжающей организации Refuna AG и приступили к строительству одноименной системы ЦТ на базе АЭС «Безнау». Объем инвестиций на создание системы ЦТ (магистральные и распределительные сети) составил в 1983 году 100 млн франков (один франк в 1983 году равнялся 35 коп.; в 2011 году — 30,4 руб.), из них 40 млн франков пошло на строительство магистральных теплосетей и 60 млн франков — на строительство распределительных сетей (включая затраты на подключение домов и монтаж узлов учета тепловой энергии).
Швейцарская атомная станция «Безнау» расположена в южной части одноименного небольшого острова на реке Аре в 35 км к северо-западу от города Цюриха
Каждая из восьми коммун в границах своей территории вела строительство распределительных тепловых сетей (от магистральных теплопроводов до потребителей) и в дальнейшем начала их эксплуатацию. В 1985 году было принято решение о расширении зоны действия системы ЦТ за счет строительства распределительных тепловых сетей в трех новых муниципалитетах. Таким образом, с 1985 года теплоснабжающая компания Refuna стала осуществлять теплоснабжение 11 населенных пунктов.
В ходе планово-предупредительного ремонта (ППР) на АЭС «Безнау» летом 1983 года на одной из двух конденсационных турбин (2 х 190 МВт) второго блока были проведены соответствующие работы по обеспечению возможности нерегулируемого отбора пара из нее (между ступенями высокого и низкого давления). В машинном зале был установлен кожухотрубный теплообменный аппарат для нагрева сетевой воды в системе ЦТ паром из отбора. Монтаж еще одного теплообменника на первом энергоблоке, который абсолютно идентичен второму блоку и имеет две конденсационные турбины такой же мощностью, был произведен в 1984 году.
Выполненная модернизация позволила производить отбор пара (температурой 122/128 °С и давлением 0,22/0,28 МПа, соответственно) от одной из двух турбин каждого энергоблока АЭС «Безнау».
Данная схема позволяет обеспечивать бесперебойное теплоснабжение потребителей даже при проведении планового обследования одного из двух энергоблоков (эти обследования с 1994 года проводятся один раз в полтора года).
В случае возникновения неполадок на обоих энергоблоках одновременно, нагрузка «перебрасывается» на существующие пиковорезервные котельные на жидком органическом топливе, общей установленной мощностью 66 МВт, покрывающие до 80 % тепловой нагрузки в пиковом режиме (по состоянию на 1998 год, такая ситуация случалась лишь однажды и длилась всего несколько часов).
В ноябре 1990 года на блоке «Безнау-1» был смонтирован еще один теплообменник, более эффективный, в котором нагрев паром сетевой воды производился по двухступенчатой схеме, что позволяет снижать недовыработку электроэнергии на тепловом потреблении: на первой ступени идет нагрев сетевой воды паром из турбины низкого давления до температуры 85 °C, а во второй ступени она подогревается до температуры 125 °С паром из турбины высокого давления. Кроме этого, ввод теплообменника обеспечил возможность покрытия возрастающей общей тепловой нагрузки.
Нагретая в теплообменнике сетевая вода поступает в центральную насосную станцию (ЦНС). Отпуск тепловой энергии от атомной станции осуществляется по методу количественного регулирования. Температура в подающем трубопроводе зимой составляет около 125 °С, а летом — 80 °С. Температура в обратном трубопроводе — около 50 °С. В общей сложности в системе ЦТ работает девять подкачивающих насосных станций для обеспечения необходимого перепада давлений у самых удаленных потребителей, расположенных на расстоянии до 12 км от АЭС «Безнау».
Несмотря на высокую надежность атомной станции, дополнительно обеспечивается защита теплоносителя в системе теплоснабжения от радиоактивных продуктов. Давление сетевого теплоносителя постоянно поддерживается выше давления греющей среды (пара), то есть сетевая вода в системе ЦТ имеет давление 1,6 МПа, в то время как пар, отбираемый из турбин, имеет давление не более 0,28 МПа.
Тепловые сети. Сегодня общая протяженность магистральных и распределительных тепловых сетей около 137 км в двухтрубном исчислении условным диаметром величиной 20_350 мм. Магистральные теплопроводы составляют около 25 % общей протяженности (более 35 км). Все трубопроводы тепловых сетей предизолированные пенополиуретаном (ППУ) с системой оперативного дистанционного контроля проложены бесканально (подземная прокладка), кроме участков тепловых сетей, которые имеют воздушную прокладку вдоль мостов при пересечении рек. Применяется два вида труб: стальные трубы в ППУ-изоляции и гибкие трубы из нержавеющей стали в ППУ-изоляции (типа «Касафлекс») одной из швейцарско-немецких фирм.
Потери тепловой энергии в магистральных тепловых сетях составляют около 6 %, в распределительных сетях — от 6 до 12 %. Общие потери тепловой энергии при транспорте теплоносителя составляют около 15 %. Стоит отметить, что частные дома, в которых проживает одна или две семьи, составляют основную часть всех потребителей — около 75 %, что обуславливает такую величину потерь тепловой энергии вследствие низкой плотности тепловой нагрузки по отдельным территориям.
Водяной объем всех тепловых сетей составляет порядка 2500 м3. Нормативные утечки теплоносителя составляют от 1 до 1,5 м3 в день (то есть от 0,04 до 0,06 %). В случае превышения величины утечки теплоносителя до 20-25 м3 в день, сразу же принимаются необходимые меры по нахождению мест утечек, благодаря использованию различных методов (в частности, применяется тепловизионная диагностика).
Другие жители коммун, не подключенные к системе ЦТ от АЭС «Безнау», получают тепловую энергию, как правило, от котельных на органическом виде топлива или за счет установленных тепловых насосов
Потребители тепловой энергии. Сегодня количество потребителей, по данным компании Refuna, составляет около 2600 (примерно 15 тыс. человек). Подключенная тепловая
нагрузка от АЭС «Безнау» составляет около 80 МВт. Подключение потребителей тепловой энергии, идущей на нужды отопления и ГВС, производится по независимой схеме через индивидуальные тепловые пункты (ИТП). Только один промышленный потребитель был подключен по зависимой схеме (то есть напрямую), водяная система отопления которого, также как и система ЦТ, работает под давлением 1,6 МПа. Тариф на тепловую энергию является двухставочным, формируемый из переменной (за количество потребленной тепловой энергии) и постоянной (за подключенную нагрузку) ставок.
Другие жители коммун, не подключенные к системе ЦТ от АЭС «Безнау», получают тепловую энергию, как правило, от котельных на органическом виде топлива или за счет установленных тепловых насосов. Стоит отметить, что в Швейцарии малые и средние ГЭС в количестве 1300 шт. ежегодно вырабатывают около 56 % всей электроэнергии, что способствует широкому использованию тепловых насосов.
Теперь несколько слов о тарифах на тепловую энергию от различных источников энергии. Для потребителей, «запитанных» от системы ЦТ, он не менялся уже долгие годы и сегодня составляет в среднем 0,08 франков за киловатт-час. Стоимость же тепловой энергии, получаемой потребителями от котельных на органическом виде топлива, в период с 1997 по 2011 годы возросла в среднем с 0,05 до 0,09 франков за киловатт-час. Стоимость тепловой энергии, полученной в тепловом насосе, сегодня в среднем составляет 0,05 франков за киловатт-час. Все тарифы указаны без учета инвестиционной составляющей и различных издержек со стороны компаний-поставщиков энергии.
Эффективность системы ЦТ. Утилизация части сбросной теплоты АЭС «Безнау» (около 100 тыс. МВт-ч в год), которое традиционно сбрасывалось в реку Аре, позволяет ежегодно экономить до 20 тыс. тонн жидкого топлива, что в пересчете на годовой объем выбросов вредных газов составляет: 50 тыс. тонн CO2, 100 тонн SO22 и 50 тонн NOx.
Словакия
Атомная энергетика занимает доминирующее положение в производстве электрической энергии в Словакии. В стране работает две атомные станции с реакторами ВВЭР-440: АЭС «Богунице» (Bohunice) и АЭС «Моховце» (Mochovce). При присоединении к Евросоюзу Словацкой республике пришлось заплатить высокую цену: в соответствии с соответствующем соглашением 31 декабря 2006 года был остановлен энергоблок №1, а 31 декабря 2008 года — энергоблок №2 первой очереди АЭС, которые в общей сложности вырабатывали около 20 % всей электроэнергии в стране. В результате вывода из эксплуатации двух блоков ВВЭР-440 Словакия превратилась из экспортера электроэнергии в импортера.
Из двух атомных станций только с энергоблоков второй очереди АЭС «Богунице» утилизируется тепловая энергия, идущая на нужды теплоснабжения нескольких городов.
Система ЦТ на базе АЭС «Богунице». Эта атомная станция расположена на расстоянии 2,5 км от населенного пункта Ясловске-Богунице (Трнава — Западная Словакия).
В 1983 году началось строительство системы ЦТ от второй очереди АЭС «Богунице» (ввод блоков №3 и №4 второй очереди состоялся в 1984 и 1985 годах) для обеспечения теплоснабжения потребителей города Трнава (Trnava), численностью около 68,6 тыс. человек, которая была запущена в эксплуатацию в декабре 1987 года. Расстояние от «Богунице» до Трнавы составляет около 16 км.
Нагрев сетевой воды осуществляется на выделенной теплообменной подстанции мощностью 240 МВт паром из нерегулируемых отборов турбин. В отопительный сезон нагрев сетевой воды производится от 70 до 130 °C. Подключение потребителей к системе ЦТ осуществляется по независимой схеме. Циркуляция теплоносителя в транзитных магистральных тепловых сетях (2Ду 700 мм) обеспечивается тремя насосами номинальной производительностью 1200 тонн в час каждый, изменение величины расхода в диапазоне 600-1200 тонн в час производится за счет регулирования числа оборотов двигателей насосов от 600 до 1450 мин-1.
В 1997 году от действующей системы ЦТ на базе АЭС «Богунице» были «запитаны» еще два города: Леополдов (Leopoldov) и Глоговец (Hlohovec) за счет строительства новых ответвлений тепловых сетей (протяженностью около 10-15 км). В период с 1987 по 2004 годы полезный отпуск тепловой энергии со станции вырос более чем в 30 раз.
На рынке теплоснабжения города Трнава доля тепловой энергии от АЭС составляет 60 %. Для потребителей стоимость тепловой энергии от АЭС «Богунице» ниже стоимости теплоэнергии от традиционных источников энергии (на органических видах топлива).
В 2009 году доля электроэнергии, произведенной на атомных станциях Финляндии, составила 33,1 % общего потребления электроэнергии в стране
Украина
Атомная энергетика. На Украине действуют четыре АЭС с 15 энергоблоками (все типа ВВЭР). Запорожская АЭС с шестью энергоблоками ВВЭР-1000 является крупнейшей в Европе. По состоянию на 2009 год, вклад атомной энергетики составлял 48 % общего производства электроэнергии в стране.
Проект «Теплоснабжение города Запорожье от ЗАЭС». В 2006 году специалистами ОАО «ДнепрВНИПИэнергопром» (Днепропетровск, Украина) была выполнена предпроектная проработка обеспечения теплоснабжения от ЗАЭС правобережной части города Запорожье (а именно Хортицкого и Ленинского районов Запорожья, общей численностью 265 тыс. человек). Проектом предусматривается строительство тепловой подстанции для нагрева сетевой воды паром из нерегулируемых отборов турбин, основного магистрального теплопровода протяженностью около 55 км диаметром 2Ду 900 мм в ППУ-изоляции и двух насосных подстанций, а также создание всей необходимой основной и вспомогательной технологической инфраструктуры. По пути транспорта тепловой энергии от ЗАЭС до города по планируемому маршруту имеется один проблемный участок протяженностью 4,5 км, идущий через Каховское водохранилище, где тепловые сети необходимо прокладывать в дюкере с их количественным резервированием (4Ду 900 мм). В транзитном контуре тепловых сетей температура в подающем трубопроводе — 140 °С, в обратном трубопроводе — 60 °С. Общая тепловая нагрузка от ЗАЭС может составить около 430 МВт. Подключение потребителей планируется производить по независимой схеме.
Сейчас теплоснабжение города Запорожье обеспечивается за счет газовых котельных общей установленной мощностью около 1392 МВт. Стоимость природного газа в период с 2005 по 2009 годы возросла в четыре раза. Тариф на тепловую энергию от ЗАЭС сегодня (для потребителей город Энергодар, который является городом-спутником ЗАЭС) в 5,4 раза ниже, чем для потребителей в городе Запорожье, получающие тепловую энергию от газовых котельных.
При реализации проекта по теплоснабжению правобережной части города Запорожье от ЗАЭС планируется перевод расположенных там котельных в пиково-резервный режим.
Одно из главных преимуществ проекта — возможность сдерживать рост тарифов на тепловую энергию для потребителей.
Ориентировочная стоимость проекта — около 7,4 млрд руб. Срок окупаемости составит всего несколько лет с учетом динамики роста цен на природный газ.
Европейский банк реконструкции и развития профинансировал подготовку упрощенного технико-экономического обоснования данного проекта, которая сейчас выполняется одной из чешских фирм.
Финляндия
Атомная энергетика. В Финляндии сегодня в эксплуатации находится две атомные станции, каждая из которых имеет по два реактора: АЭС «Ловииза» (Loviisa) и АЭС «Олкилуото» (Olkiluoto), кроме того, в стране действует один исследовательский реактор. В феврале 2005 года было получено заключительное разрешение на строительство пятого промышленного реактора, которое сейчас ведется на АЭС «Олкилуото».
В 2009 году доля электроэнергии, произведенной на атомных станциях Финляндии, составила 33,1% общего потребления электрической энергии в стране.
АЭС «Ловииза» находится на острове Хястхолмен (Hastholmen) в 15 км юго-восточнее города Ловииза. На станции два энергоблока на базе реакторов ВВЭР-440, которые начали свою работу в 1977 и 1980 годах, соответственно. В результате проведенной реконструкции в период с 1997 по 2002 годы электрическая мощность каждого реактора была увеличена с 440 до 488 МВт. С 1998 года АЭС «Ловииза» принадлежит финскому энергетическому концерну Fortum.
В начале 2009 года компания Fortum подала заявку в кабинет министров Финляндии на получение разрешения на строительство третьего блока на АЭС «Ловииза». При этом проектом предусматривается утилизация тепловой энергии от планируемого блока и ее передача на нужды теплоснабжения территории большого Хельсинки (общей численностью около миллиона человек). Весной 2010 года правительство Финляндии отклонило заявку компании Fortum на строительство третьего блока на АЭС «Ловииза», но этот проект в данном контексте интересен нам с точки зрения дальнего транспорта теплоэнергии от атомной станции до большого Хельсинки, особенности которого рассмотрены ниже.
Проект «Теплоснабжение большого города Хельсинки от АЭС «Ловииза». Атомная станция «Ловииза» расположена в 75 км восточнее большого Хельсинки. Проектом строительства третьего энергоблока на станции предусмотрена работа турбин в комбинированном режиме по производству тепло- и электроэнергии; тепловая мощность составит около 1000 МВт.
Идея дальнего транспорта тепловой энергии от АЭС «Ловииза» на территорию большого Хельсинки не нова. Такая возможность исследовалась при пуске обоих блоков атомной станции, но в то время это решение практически было нереализуемо (с точки зрения имеющихся технологий и экономической эффективности проекта). Сегодняшние реалии и возможности позволяют реализовывать такого рода проекта.
Для передачи тепловой нагрузки требуется строительство протяженных транзитных тепловых сетей. Рассматривается два варианта: строительство трубопроводов длиной 85 и 100 км от теплообменной подстанции на АЭС до локальной теплообменной станции (в городе Хельсинки) в зависимости от маршрута следования (первый вариант является более сложным в плане технической реализации, но при этом расстояние между АЭС и городе Хельсинки сокращается на 15 км). Диаметр транзитных тепловых сетей в обоих случаях составляет Ду 1200 мм. Проектом предусматривается строительство нескольких подкачивающих насосных станций в количестве от четырех до семи штук, общей мощностью 40-50 МВт. Для повышения надежности предусмотрено 100 % количественное резервирование мощности насосов на подкачивающих станциях. Нагрев сетевой воды производится паром из отборов турбины. Система работает по методу количественного регулирования: в подающем трубопроводе — 120 °С, в обратном трубопроводе — 60 °С.
Для подключения транзитных трубопроводов от АЭС к системе ЦТ городу Хельсинки требуется установка теплообменных аппаратов и мощного бака аккумулятора тепловой энергии для ее кратковременного хранения.
Большой Хельсинки состоит из трех частей: собственно города Хельсинки (населением около 500 тыс. человек), город Эспоо (300 тыс. человек) и города Вантаа (200 тыс. человек). В этих трех городах действует своя система ЦТ, контуры которых разделены между собой теплообменниками. Базовыми источниками теплоснабжения большого Хельсинки являются газовые и угольные ТЭЦ, ежегодные атмосферные выбросы которых составляют около 5-7 млн тонн CO2.
Проектом предусматривается передача тепловой энергии по транзитным магистральным сетям до города Хельсинки, а затем через имеющуюся городскую систему ЦТ в городах Эспоо и Вантаа. При этом передача тепловой энергии от АЭС позволит «заместить» часть тепловой нагрузки наименее эффективных ТЭЦ (даже не котельных), что приведет к ежегодному снижению выбросов парниковых газов в объеме 4 млн тонн CO2. Специалисты компании Fortum признают, что реализация такого проекта (по транспорту тепловой энергии от АЭС) возможна только при сотрудничестве со всеми теплоснабжающими организациями Большого Хельсинки (с учетом политической воли). Реализация данного проекта должна быть, в первую очередь, экономически привлекательна для всех сторон.
Проведенное консалтинговой фирмой Puyry Management Consulting независимое изучение проекта показало, что теплоснабжение на базе третьего блока АЭС «Ловииза» (причем, именно с точки зрения передачи больших тепловых мощностей) является более экономичным и экологически чистым способом для большого Хельсинки. Несмотря на это, в апреле 2010 года Правительство Финляндии отклонило заявку компании Fortum по строительству третьего энергоблока АЭС «Ловииза», что, соответственно, является временным барьером на пути организации дальнего транспорта тепловой энергии от атомной станции. Но компания Fortum не собирается останавливаться, и уверена, что рано или поздно данный масштабный проект будет реализован.
Заключение
Из данных проведенного обзора видно, что в ряде европейских стран, развивающих атомную энергетику, реализуются проекты по организации теплоснабжения на базе атомных станций. Причем, даже при значительной удаленности (до 100 км) потребителей тепловой энергии от атомного энергоисточника, рассматриваемый вариант теплоснабжения является весьма перспективным благодаря своим основным преимуществам: замещение органических видов топлива, сжигаемых на котельных и ТЭЦ, и, соответственно, снижение выбросов вредных веществ в атмосферу.
