6.2.Енергогенерувальні потужності

Прагнення підвищувати рівень життя й інтеґру-ватися до європейської економіки визначає потребу в нарощу­ванні виробництва електроенергії в Україні й доведення річного споживання її на одну людину до прогнозованих середньоєвро­пейських показників.

На підставі аналізу наявних літературних даних про зростан­ня споживання електроенергії в Європі одержано прогнозовані дані щодо споживання електроенергії в Україні на одну людину на рік (кВтт на рік): 2010 р. — 4 900 (за програмою), 2020 р. — 7 426, 2030 р. — 8 203, 2040 р. — 8 623, 2050 р. — 8 941 [ 37 ].

Звідси випливає що:

у період з 2010 по 2020 р. зростання споживання електро­енергії має становити 4,23 % на рік. За прогнозами між­народних енергетичних організацій, такий темп зростання характерний для країн, які розвиваються, і саме він перед­бачений Національною програмою розвитку енергетики України до 2010 року (приблизно відповідає темпу, досягну­тому в 1980-1985 рр.);

у період 2020-2030 рр. темп зростання становитиме майже 1 %, а надалі — 0,5 %. Такий темп зростання буде характер­ний для країн Європи;

середньоєвропейський рівень може бути досягнутий Украї­ною тільки в 2016 р.

Як прогнозують науковці, чисельність населення України коливатиметься незначною мірою (від 48 до 52 млн осіб), і це вра­ховано у прогнозі щодо вироблення електроенергії (млрд-кВт-г): 2020 р. — 356 — 386, 2030 р. — 394—427. 2040 р. — 414—448, 2050 р. — 424—460. Менші значення відповідають чисельності населен­ня — 48 млн осіб, великі — 52 млн.

Аби виробляти вищезгадану кількість електроенергії й забезпечувати нормальний резерв (15 %), установлена потуж­ність українських електростанцій має становити (млн кВт): 2020 р. — 58,5 * 63,4; 2030 р. — 65,2 * 70,2; 2040 р. — 68 * 73,6; 2050 р. — 69,7 * 75.8.

Структура потужностей залежить від значної кількості чин­ників, найважливішими з-посеред яких є:

наявність паливних та інших енергоресурсів, їх приступність і обсяги;

вартість палива, використовуваного для генерування елек­тричної й теплової енергії;

вартість технологій, уживаних для генерування енергії;

конкуренція між виробниками енергії;

екологічні вимоги держави і громадськості;

реалізація політики енерго- й ресурсозбереження;

вимоги щодо забезпечення енергетичної безпеки економіки України.


Потенціал електроенергетики України на початок XXI ст. становить 44 потужних ТЕС, 7 ГЕС і 5 АЕС (табл.6.1).

Теплові електростанції. Теплові електростанції України є осн­овою електроенергетики держави. Споруджені в 60-80-х ро­ках XX ст. ТЕС мають 99 конденсаційних енергоблоків потуж­ністю від 175 до 800 МВт з параметрами гострої пари 14 МПа, 540/540°С і 24 МПа, 540/540°С. При цьому понад 53 % енергобло­ків експлуатуються більше як 200 тис.годин, а такий показник перевищує граничний, установлений у світовій практиці рівень фізичного й морального спрацювання.

Ще в гіршому стані залишається головне устаткування на теплоелектроцентралях. На деяких з них експлуатують облад­нання, установлене ще в 50-ті роки XX ст. Практично, велика

частина основного устаткування ТЕЦ (за винятком київських ТЕЦ-5 і ТЕЦ-6, харківської ТЕЦ-5 та ще деяких) фізично спра­цьоване й у ряді випадків морально застаріло. Швидке фізичне спрацювання котельного устаткування зумовлено якістю вугіл­ля, використовуваного енергогенерувальними підприємства­ми Дніпроенерго, Донбасенерго, Західенерго та Центренерго. Якість вугілля стає дедалі гіршою.

Значне фізичне спрацювання основного устаткування ТЕС характерне не тільки для України. Наприклад, у США перевище­но 30-річний термін експлуатації на ТЕС загальною потужністю 89 млн кВт, що становить 16 % від установленої потужності ТЕС або 11,4 % — від загальної встановленої потужності всіх електро­станцій США. У зв'язку з цим у США відбувається реконструкція частини ТЕС, а також до 2003 р. передбачено ввести 63,8 млн кВт нових потужностей. В Україні ж після 1990 р. практично не впроваджуються нові потужності, а реконструкція проводиться надзвичайно повільно і в незначних масштабах.

Аналіз показав, що для забезпечення безперебійного електро­постачання країни на рівні 2010 р. конче потрібно провести рекон­струкцію основного устаткування ТЕС загальною потужністю не менше 10 млн кВт. Реконструкція має сприяти подовженню тер­міну служби на 25—30 років і підвищити економічність на 3—4 %. До 2015 р., в якому прогнозують дефіцит потужностей, необхідно повністю завершити реконструкцію енергоблоків потужністю 200—300 МВт і ввести нові потужності до 2 млн кВт.

У період 2015—2050 рр. дефіцит потужності безупинно збільшуватиметься як через необхідність зняти з експлуатації енергоблоки ТЕС й АЕС, так і внаслідок зростання електро-споживання. Ось якими є прогнозні дані про можливість дефіциту електричних потужностей (млн кВт): 2020 р. — 2,4-5,3,

2030 р. — 14-15. 2040 р. — 35-40, 2050 р. — 20. [14,31]. Звідси ви­пливає, що від 2010 р. необхідно щорічно вводити потужності 0,3—0,7 млн кВт, з подальшим зростанням у період 2020—2030 рр. до 1,4—1,5 млн кВт, у період 2030—2040 рр. — до 3,5—4,0 млн кВт і зниженням у 2040—2050 рр. до 2 млн кВт. Чи реальний такий темп введення потужностей? Як уже сказано, в США за період 1995—2003 рр. передбачено введення 63,8 млн кВт, тобто 7 млн

кВт на рік. В Україні протягом 1970—1971 рр. на Ладижинській і Трипільській ТЕС були введені в експлуатацію 10 енергоблоків потужністю по 300 МВт. За умов нормального фінансування і сучасної організації поставки обладнання та виконання бу­дівельно-монтажних робіт введення 2,5—6 млн кВт є цілком здійсненним, а для України — конче потрібним.

Чільна роль належить тепловим електростанціям, обладна­ним блоками 150, 200, 300 і 800 тис. кВт. Усі вони розташовані в основних промислових реґіонах України. Робота ТЕС за­безпечується за рахунок використання двох видів природних ресурсів: палива і води. На першому місці — паливо (табл.6.2).


Конденсаційна електростанція потужністю 2.5 млн кВт щоро­ку спалює близько 6 млн т антрацитного штиба або майже 12 млн т бурого вугілля. Для перевезення 6 млн т вугілля на рік треба кожної доби задіювати 300 вагонів. Транспортні витрати зроста­ють пропорційно відстані від місця видобутку до ТЕС. Якщо по­тужність електростанції — близько 4 млн кВт, транспортування високоякісного палива є невигідним уже за відстані близько 400 км, а низькокалорійних — 100 км. Більш раціонально — будувати станцію поблизу місця видобутку палива, а електроенергію по­давати лініями електропередач. Окрім того, на охолоджування відпрацьованого тепла й конденсату будь-якої електростанції витрачається майже 90 м3/с води. Ставок-охолоджувач, який забезпечує подачу та охолоджування такої кількості води, має містити площу дзеркала не менше 2500 га. Використання гради­рень для охолоджування води знижує термічний ККД станції, а тому великі ТЕС будують у місцях, близьких до родовищ палива, де можна створити ставок-охолоджувач.

Атомні електростанції. Розгляньмо стан і можливості атом­них електричних станцій та атомних теплоелектроцентралей як однієї з альтернативних ланок усієї енергетичної галузі України, що виробляє електричну й теплову енергію. Нині ця ділянка енергетики працює досить стабільно. Україна має власні запаси ядерного палива, хоча проблеми його підготовки також потре­бують часу і коштів.

Атомні електростанції характеризуються більшими енерго-аґреґатами і, відповідно, вагомішими потужностями. В Україні є 5 АЕС: Запорізька — потужністю 6 000 МВт, Південно-Україн­ська — 3 000 МВт, Рівненська — 1 818 МВт, Чорнобильська —1 000 МВт і Хмельницька — 1 000 МВт, вони оснащені здебільшого паротурбінними блоками 1 000 МВт з реакторами ВВЕР. Їх сумарна потужність становить 24% від загальної потужності електростанцій України. Проте саме вони виробляють майже 50% усієї електроенергії країни (табл.6.1.).

Сьогодні на українських АЕС експлуатують 13 енергоблоків загальною потужністю 11,818 млн кВт. На всіх АЕС установлено реактори типу ВВЕР (Запорізька АЕС має 6 реакторів ВВЕР-1000; Південно-українська АЕС — 3 ВВЕР-1000; Рівненськая АЕС —

ВВЕР-440 і 1 ВВЕР-1000; Хмельницька АЕС — 1 ВВЕР-1000). У 2003—2004 рр. на Рівненській і Хмельницькій АЕС плану­валося ввести по одному енергоблоку потужністю 1 тис. МВт з реакторами ВВЕР-1000.

Згідно з Національною програмою розвитку енергетики України, до 2010 р. на Хмельницькій АЕС мають бути введені в експлуатацію енергоблоки № 3 і № 4 потужністю по 1 тис. МВт

реакторами ВВЕР-1000. Отже, в 2010 р. установлена потужність українських АЕС мусить дорівнювати 95-100 млрд кВтт, тобто 38—40% від наміченого загального обсягу виробництва електро­енергії в Україні. За умови вироблення названої кількості елек­троенергії економія органічного палива в умовному численні становитиме 32—34 млн т на рік.

Нині ресурс основного устаткування АЕС дорівнює 30 рокам. З урахуванням часу введення енергоблоків його буде вичерпано в 2020 р. Таке зменшення потужностей АЕС в умовах України може спричинити різке зниження виробництва електроенергії

внаслідок дефіциту органічного палива. У зв'язку з цим одним з найнагальніших завдань слід уважати проведення робіт, спрямо­ваних на подовження терміну служби основного устаткування АЕС до 50 років, тобто він має бути на 20 років тривалішим, аніж установлений нині.

Розвиток власної ядерно-паливної промисловості ґаран-туватиме стабільне, незалежне від імпорту забезпечення тепер наявних АЕС ядерним паливом, а також створить умови для бу­дівництва в Україні нових АЕС і доведення їхньої потужності до 20—25 млн кВт. Слід зазначити, що в Росії, яка має у своєму розпо­рядженні набагато більші запаси органічного палива, передбачено будівництво нових АЕС на раніше підготовлених майданчиках.

Очевидно, що Україні необхідно виконати комплекс дослід­ницьких і проектних робіт з визначення оптимального варіанта ядерних установок для нових АЕС і обрати майданчики для їхнього розміщення.

Зважаючи на виняткове значення надійної експлуатації АЕС, їхній істотний внесок у ґарантування економічної безпеки України при дефіциті органічного палива, необхідно також ужити комплекс заходів, які створюють можливість:

забезпечити безперебійну видачу потужностей АЕС за ра­хунок спорудження необхідної системи ЛЕП. Це дасть змогу знизити втрати електроенергії;

невпинно й ефективно підвищувати безпеку діючих АЕС;

забезпечити ефективний науково-технічний супровід екс­плуатації АЕС;

зменшити залежність від імпорту устаткування за рахунок використання можливостей машинобудування країни;

завчасно розробляти і здійснювати програми соціального за­хисту персоналу у зв'язку зі зняттям з експлуатації об'єктів ядерної енергетики;

створити ефективну систему збереження відпрацьованого ядерного палива, а також системи збору, зберігання і пере­робки радіоактивних відходів.

Таким чином, АЕС посіли в енергетиці України провідне місце, хоча їх експлуатація пов'язана з цілою низкою проблем, що стосуються насамперед захоронення радіоактивних відходів.

У цьому виданні вже йшлося про відведення тепла конденса­ту за допомогою ставків-охолоджувачів: якщо ТЕС потужністю 4 млн кВт потрібує площу 4 000 га, то АЕС — до 6 000 га. Існують також інші способи відведення тепла на електростанціях, на­приклад, використання пливучої води річок, застосування градирень, але перший з них на території України вичерпаний практично повністю, а другий не дає змогу одержати максималь­ний ККД станції. До того ж, тепловий потік від градирень є щіль­нішим, аніж від ставків- охолоджувачів. Питоме тепловиділення під час використання ставків-охолоджувачів становить близько 1 кВт на кожен квадратний метр охолоджувача. Наскільки ве­лика ця цифра, можна переконатися на такому прикладі: удень Сонце посилає на Землю питомий тепловий потік у 0,14 кВт/м2.

Серйозний вплив електроенергетики на довкілля проявля­ється в реґіональних спотвореннях кліматичних умов, спри­чинених концентрацією великих об'ємів теплових викидів на порівняно малих площах. Так, ТЕС на органічному паливі має теплові викиди, еквівалентні полуторній потужності. Станція потужністю 4 млн кВт виділяє в довкілля 6 млн кДж/с. АЕС має ще більші теплові викиди: за такої самої потужності вона ви­кидатиме 9,2 млн кДж/с, тобто у 1,5 раза більше, ніж теплова електростанція.

Теплові потоки великих електростанцій, розташованих по­рівняно щільно (це властиве українським електростанціям), можуть змикатися і формувати бар'єри підвищеної тепловіддачі й парутворення. Ті бар'єри здатні порушити усталені сезонні переміщення мас повітря в реґіонах, а це спричинить різкі клі­матичні зміни.

Гідравлічні електростанції. Створення гідроелектростанцій, як правило, забезпечує не тільки виробництво електроенергії, а й завдяки наявності водосховища дає змогу вирішувати ряд інших важливих народногосподарських завдань, пов'язаних із судноплавством, водопостачанням, зрошуванням, розвитком рибного господарства й рекреацією.

Повний гідроенергетичний потенціал річкового стоку України становить близько 45 млрд кВтт на рік, а економічно ефективний — близько 20 млрд кВтт/рік з урахуванням ви-

користання водногосподарчих, воднотранспортних та інших об'єктів. Окрім того, слід зважати на ефективний потенціал штучних водотоків (каналів, водогонів, гідровузлів неенерге-тичного призначення тощо), який оцінено в 1—3 млрд кВтт на рік [31,46].

Нині в Україні працюють Київська ГЕС (361,2 МВт), Київ­ська ГАЕС (235,5 МВт), Канівська ГЕС (444 МВт), Кремен­чуцька ГЕС (625 МВт), Дніпродзержинська ГЕС (352 МВт), Каховська ГЕС (351 МВт), Дніпровська ГЕС (1538,2 МВт) і Дні­стровська ГЕС (702 МВт). Річне виробництво електроенер­гії становить 9—12 млрд кВтт на рік, тобто використовують 45 — 60 % гідроенергетичного потенціалу країни. Цей показ­ник є нижчим, аніж у Норвегії, Швеції, Австрії, Швейцарії, де він дорівнює 60—80 %.

Україна має нагоду підвищити рівень використання гідро­енергетичного потенціалу за рахунок завершення будівництва Дністровської ГЕС-2 (2 268 МВт), Ташликськой ГЕС (1 820 МВт), Канівської ГАЕС (3 200 МВт), спорудження нових малих ГЕС на р. Тиса (400 МВт) і на Верхньому Дніпрі (160 МВт).

Слід припустити, що зазначені потужності буде введено до 2020 р. У цьому разі загальна потужність ГЕС і ГАЕС України до­рівнюватиме 9 668 МВт (приблизно 16 % від загальної необхідної встановленої потужності), а річні обсяги виробництва електро­енергії — приблизно 20 млрд кВтт (десь 5,4 % від загального виробництва електроенергії).

Щоб забезпечити нормальну експлуатацію існуючих ГЕС і ГАЕС Дніпровського каскаду вкрай потрібно виконати вели­кий об'єм робіт з реконструкції як гідротехнічних, так й елек-трогенерувальних об'єктів.

Структура первинних енергетичних ресурсів у виробництві електричної енергії й тепла електростанціями об'єднаної енер­гетичної системи України представлена в табл.6.3.

Як видно з цієї таблиці, під кінець ХХ ст. головними ви­дами енергетичних ресурсів українських електростанцій стали вугілля і ядерне паливо, а основним виробником електроенер­гії — атомні станції. Їхня складова частина в загальному обсязі виробництва електричної енергії зростатиме й надалі. Ця тенденція характерна для багатьох промислових країн, наприклад, Франції, Японії, США.


Виробництво енергії в Україні неабиякою мірою залежить від імпорту енергоресурсів. Частка власних ПЕР у паливно-енерге­тичному балансі країни становить близько 50%: забезпеченість власним вугіллям оцінюється на рівні 92%, нафтою — 18%, природним газом — 22%. Ядерне пальне повністю імпортується з Росії.

Водночас практично не змінилася витрата енергії й палива на загальні потреби підприємств, особливо в житловій і ко­мунально-побутовій сфері України (табл.6.4). 1995 року 189,6 млн т у.п. первинних паливних ресурсів було спрямовано на внутрішнє споживання, з них власних первинних ресурсів усього 43,3%.


Природно-кліматичні умови України дають змогу застосо­вувати нетрадиційні первинні джерела енергії: метан вугільних родовищ, біогаз супутних відходів, енергію вітру, сонячну й геотермальну енергію. До 2010 р. передбачено довести вироб­ництво електроенергії на їхний базі до 10,9 млрд кВт.г і теплової енергії — до 16,8 млн Гкал, а також використати 8 млрд м3 метану вугільних родовищ.

Задоволення потреб України в паливі пов'язане, щонай­перше, зі скороченням використання природного газу і збіль­шенням частки твердого палива у виробництві електричної й теплової енергії. Утім, перерозподіл видів застосованих палив на користь твердого загострює і без того не просту екологічну обстановку, насамперед у великих промислових центрах.

Структура нових потужностей. Прогнозуючи структури нових потужностей, слід ураховувати такі чинники [31,46]:

можливість забезпечення енергоносіями;

потребу у зменшенні шкідливого впливу на довкілля;

можливості вітчизняного енергомашинобудування;

необхідність оптимізації капітальних вкладень;

потребу в досягненні високих техніко-економічних показ­ників;

а також те, що основним видом палива для ТЕС України, як і раніше, є вугілля;

природний газ має використовуватися на ТЕЦ, розташова­них у великих містах, і застосовуватися для газотурбінних надбудов на вугільних ТЕС, бо це дасть змогу підвищити їхній ККД;

мазут слід використовувати як аварійне паливо. Зменшення шкідливого впливу на довкілля можна домогтися в

разі, коли:

побудувати АЕС, які не викидають вуглекислого газу, окси­дів сірки й азоту, а також золи;

широко використовувати на нових і реконструйованих ТЕС котли з топками ЦКС, які знижують утворення оксидів сір­ки й азоту в димових газах;

спорудити конденсаційні парогазові установки, що як осно­вне паливо використовують природний газ або газ, одержу­ваний у процесі газифікації вугілля;

реконструювати наявні пилевугільні котли, використавши при цьому газотурбінні установки, викидні гази яких пря­мують у топки енергетичних котлів;

ужити технологічних заходів (зниження надлишку пові­тря, установка нових нетоксичних пальників, ступінчасте введення повітря тощо), які знижують викиди оксидів азоту

на 10—75%;

попередньо збагатити вугілля в районах їхнього видобутку з метою зменшення зольності та вмісту сірки;

розробити й упровадити технологію паливних елементів, за якої відбувається пряме перетворення хімічної енергії на електричну.

Можливості вітчизняного машинобудування. Україна має ве­ликі підприємства енергомашинобудування ("Турбоатом", ВО "Зоря", Сумський насосний завод, "Електротяжмаш", Запорізь­кий трансформаторний завод та ін.), які можуть виготовляти й поставляти тепловим і атомним електростанціям України ваго­мішу частину основного й допоміжного устаткування.

Промисловцям варто б обміркувати питання про виробни­цтво енергетичних котлів великої потужності та котлів-утилі-заторів для ПГУ на Краматорському заводі важкого машинобу­дування.

Оптимізація капітальних вкладень можлива за спорудження всіх типів ТЕС й АЕС. Аналіз опублікованих даних і повідом­лень заводів-поставників свідчить, що:

останніми роками заводи-виготівники обладнання для ПГУ посутньо знизили ціну на основне устаткування. Наприклад, питомі витрати щодо устаткуванню ПГУ-400 становлять 140 дол/кВт замість приблизно 200 дол/кВт у 1995 р;

питома вартість спорудження вугільних ТЕС без установки для очищення димових газів дорівнює 850 дол/кВт;

питома вартість спорудження АЕС на раніше підготовлено­му майданчику може становити 1200-1500 дол/кВт. Забезпечення високих техніко-економічних показників. З погляду

техніко-економічних показників кращими є парогазові кон­денсаційні електростанції (ПГУ КЕС), ККД яких досягає 60%, витрата електроенергії на власні потреби — до 3%, штатний коефіцієнт — 0,15 — 0,2 осіб/МВт. Використання газотурбінних установок зі скиданням відпрацьованих газів у топки енерге­тичних котлів підвищує ККД енергоблока на 5—7 %.

Паросилові енергоблоки, що їх випускають вітчизняні заво­ди, з параметрами пари 13 МПа і 24 МПа та промперегрівом, ма­ють ККД на рівні 39—41%, витрата електроенергії на власні по­треби становить 4,0—5,5%. В інших країнах (Німеччина, Японія та ін.) за рахунок підвищення тиску свіжої пари до 25—28,5 МПа, промперегріву (571/569/569; 580/580/600 С0) ККД вугільних бло­ків зростає до 46,3—47%, а газомазутових — до 49%.

З погляду питомих витрат тепла на 1 кВтт АЕС значно по­ступаються ТЕС. Однак у зв'язку з тим, що ядерне пальне при­близно в 2 рази дешевше за органічне, питомі витрати на випуск електроенергії АЕС є на 25—30% меншими, ніж витрати ТЕС.

На паросилових, парогазових і газотурбінних ТЕЦ питомі витрати палива на випуск електроенергії й теплоти нижчі по­рівняно з нарізним виробленням цих продуктів. Наприклад, на ТЕЦ із турбінами Т-250/300-240 у процесі спалювання природ-

ного газу питома витрата умовного палива на 1 кВт становить 227 г, тобто на 40% менше, ніж на КЕС з турбінами К-300-240.


Передбачувана структура введення потужностей у 2020— 2050 рр. окреслена в табл. 6.5.


Авторы: 239 А Б В Г Д Е З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я

Книги: 268 А Б В Г Д Е З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я