В планах по развитию электроэнергетики Россия делает упор на атомную генерацию: по прогнозу Минэнерго, доля АЭС в Единой энергосистеме (ЕЭС) страны к 2023 году возрастет с 11,8 до 13,3%. Такой подход имеет как свои достоинства, так и недостатки. Один из возникающих рисков связан с особенностями режимов работы ЕЭС.
Электроэнергию нельзя в значимых масштабах накопить впрок, "поместить на склад" — она потребляется сразу после производства. Потребление существенно колеблется в течение суток, поэтому диспетчер, управляющий энергосистемой, периодически загружает или разгружает станции: в периоды ночных провалов выработка снижается, в дневные пики — наращивается. Однако на атомную энергетику это правило практически не распространяется — российские АЭС постоянно работают в базовом режиме с минимальными отклонениями от номинальной мощности, что обусловлено вопросами безопасности и экономики.
Чем больше энергоблоков, покрывающих базовую часть нагрузки, тем сложнее сбалансировать систему. А в ближайшие годы на рынок начнет выходить все новая "неприкасаемая" мощность строящихся сейчас атомных энергоблоков. Возможные последствия — существенное усложнение диспетчерского управления, ухудшение условий работы других видов станций — ТЭС и ГЭС, а в целом — снижение надежности работы ЕЭС.
Кратчайший путь решения этой проблемы — перевод АЭС в маневренный режим. В мире много примеров использования ядерных реакторов для сглаживания суточных колебаний. Например, во Франции все АЭС относительно безболезненно участвуют в режимах регулирования мощности. Французские энергоблоки четвертого поколения изначально разрабатывались с учетом возможности многократного изменения нагрузок в течение суток при отклонениях частоты в энергосистеме. При типовой суточной нагрузке ночью они работают на 30% от установленной мощности.
Существует мнение, что российские реакторы заточены на работу только в базовом режиме. Это не совсем так: отечественные установки могут проявлять себя вполне гибко как в России, так и за рубежом. В России есть опыт эксплуатационного маневрирования на Чукотке, хотя в силу индивидуальных конструктивных особенностей тамошней АТЭЦ это не вполне подходящий пример. Более показательна АЭС в Финляндии с российскими водо-водяными реакторами: они способны изменять мощность вслед за системными ограничениями в довольно широком диапазоне — от 50 до 100%. В целом, как писал журнал "Атомный эксперт", имеющийся опыт эксплуатации и результаты проведенных исследований свидетельствуют о возможности работы такого типа отечественных реакторов (самых распространенных в России) в диапазоне от 15-30 до 100%.
Необходимость перехода АЭС в маневренный режим довольно очевидна, причем сами атомщики не видят в этом нерешаемых проблем, но пока дело практически не сдвинулось с мертвой точки. Еще в 2010 году правительство обязало АЭС внедрить режим общего первичного регулирования частоты (ОПРЧ) тока в энергосистеме для некоторых типов реакторов. Работы были завершены к 2016 году. И согласно "Техническим требованиям к генерирующему оборудованию участников оптового рынка" на этот год, для таких реакторов установлен весьма щадящий регулировочный диапазон. При текущей тепловой мощности реакторной установки не более 98% номинала должна гарантироваться загрузка до 2% или разгрузка до 8% номинальной электрической мощности, а при более высоких показателях текущей мощности реактора — разгрузка на величину до 8%.
Однако в суточном регулировании АЭС по-прежнему практически никак не участвуют, в чем легко убедиться, если посмотреть на суточные графики работы объектов генерации. Колебания регулируются за счет загрузки и разгрузки ТЭС и ГЭС, что графически образует характерные ломаные линии. И только суточный график генерации АЭС всегда одинаков — неизменная горизонтальная прямая.
Примечателен и такой показатель, как коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) — отношение фактической выработки энергии к максимально возможной. У АЭС этот показатель во всем мире всегда высок. В России за прошлый год он составил 81,38% (для сравнения: у ТЭС — 46,66%, у ГЭС — 42,39%). Важно, что с вводом новых энергоблоков он заметно растет. За первый квартал этого года КИУМ АЭС составил 91,36%, увеличившись по сравнению с тем же прошлогодним периодом почти на четыре процентных пункта. Это было вызвано, как пояснили в Системном операторе ЕЭС, сокращением ремонтных площадок и освоением мощности нового энергоблока.
Отсутствие гибкости в работе АЭС имеет свои объяснения. Одно из приводимых соображений заключается в том, что смена режимов работы реактора несет риски для безопасной эксплуатации. Впрочем, по мнению большинства специалистов, при должном обосновании это не представляет непреодолимого препятствия. Но есть и другая, экономическая сторона вопроса. Работа в маневренном режиме увеличивает нагрузку на топливо и оборудование, снижает КИУМ, в конечном итоге ухудшает ключевые экономические показатели АЭС, то есть станциям такой режим попросту невыгоден. Вот и получается, что реакторы эксплуатируются по принципу "если не в ремонте — работа на полную мощность". Хотя в атомной отрасли не возражают и против маневренного режима.
Если повысить маневренность АЭС все-таки не удастся, проблему решило бы строительство дополнительных объемов маневренной мощности. В первую очередь речь идет о так называемых станциях замещения — гидроаккумулирующих электростанциях (ГАЭС), которые способны не только производить, но и накапливать электроэнергию, эффективно выравнивая суточную неоднородность графика нагрузки. При работе АЭС в связке с ГАЭС (их строительством занимается "Русгидро") появляется возможность, с одной стороны, постоянной работы реактора на номинальной мощности, с другой — маневрирования при отпуске электроэнергии потребителям. В Энергетической стратегии до 2030 года прямо говорится, что структура генерирующих мощностей в европейской части России должна формироваться с учетом увеличения доли АЭС в базовой части графика электрических нагрузок "при синхронизации вводов новых блоков АЭС с ГАЭС".
Однако пока такой синхронизации не происходит. В России действуют считаные единицы ГАЭС, при этом с 2000 года, когда начала функционировать крупнейшая из них — Загорская (мощностью 1,2 ГВт), выработка АЭС выросла более чем наполовину. Проекту строительства второй очереди Загорской станции на 840 МВт больше 10 лет, и когда его реализуют, до сих пор не ясно. Согласно схеме и программе развития ЕЭС на 2017-2023 годы, завершить строительство предполагается в 2019 году, однако это довольно условный срок. В сентябре 2013 года на строящемся "Русгидро" объекте произошло подтопление. До сих пор в компании не выработали решение о возможности восстановления станции — обещают представить предварительный вариант, который еще должен утвердить совет директоров, не позднее октября. Так что перспективы Загорской ГАЭС-2 туманны.
Как быть с дополнительной маневренной мощностью, пока не очень понятно. В Минэнерго РФ отмечают, что к 2023 году в структуре генерирующих мощностей ЕЭС по сравнению с 2016 годом доля ТЭС снизится с 67,8 до 65,5%, а доля ГЭС и ГАЭС останется на уровне 2016 года — 20,3%. Скорее всего придется маневрировать за счет перепусков энергоблоков ТЭС, что будет способствовать их ускоренному износу и росту аварийности. Кроме того, увеличение базовой выработки АЭС может привести к вытеснению с оптового рынка маломаневренной теплофикационной выработки ТЭЦ, что приведет к переносу производства теплоэнергии на котельные и пережогам топлива.
Это наихудший из возможных путей решения возникающих проблем. Какой сценарий в конечном итоге будет реализован, до сих пор не ясно. Очевидно одно — при всех возможных вариантах надежность работы энергосистемы должна быть главным приоритетом, и обеспечить эту надежность лучше заблаговременно. А пока ясности в этом вопросе нет, лучше, видимо, приостановить строительство новых объектов атомной генерации.
Глеб Тукалин
