Системный анализ текущего состояния и перспектив развития отечественной электроэнергетики

- Повышение наблюдаемости и автоматизации объектов ЕЭС, внедрение и разви­тие современных систем диагностики и мониторинга технологического оборудования электростанций, тепловых и электрических сетей, систем релейной защиты и противоава-рийной автоматики, инженерных систем, зданий и сооружений, коммерческого и техниче­ского учета электроэнергии, тепла, топлива.

-Создание в ЕЭС единой системы нормативно-технических документов, обеспечи­вающей функционирование и развитие энергопредприятий.

-Крупномасштабный разворот в 2008-2010 г.г. программных научно- исследова­тельских работ (НИОКР) и обеспечение их необходимым финансированием для достиже­ния положительных результатов;

-Приведение экологических характеристик электроэнергетики в соответствие (гар­монизация) с прогрессивными зарубежными требованиями, в том числе ужесточение оте­чественных норм и стандартов экологического воздействия энергетики на окружающую среду, в том числе на климат планеты.

Глава III. Анализ перспектив развития электроэнергетики Российской Федерации

Российская Федерация обладает значительными запасами первичных энергоресурсов и является одной из немногих стран в мире, способных полностью обеспечить производство электрической и тепловой энергии, необходимое для удовлетворения потребностей экономики как в настоящее время, так и на обозримую перспективу, собственными первичными энергоресурсами.

Разведанные промышленные запасы природного газа в России составляют 47,5 трлн. м3 - около 30% мировых запасов газа. Неразведанные ресурсы газа в России оцениваются величиной 165 трлн. м3. Около 80% разведанных запасов газа приходится на Западно-Сибирский регион, в основном на Ямало-Ненецкий автономный округ[12].

Для компенсации падения добычи газа на действующих месторождениях предстоит освоение ресурсов перспективных газодобывающих районов Тюменской области - Обско-Тазовских губ, Большехетской впадины, полуострова Ямал, а так­же Восточной Сибири, Якутии, морских шельфов.

Добыча природного газа на разрабатываемых и вновь вводимых месторождениях увеличится до 810 - 880 млрд. м3 в 2030 г., и при использовании высокоэффективных установок на электростанциях и источниках централизованного теплоснабжения объем газа для электроэнергетики в 2030 г. может составить 195-210 млрд. м3.

Суммарные прогнозные ресурсы угля всех видов и марок в России оцениваются в 5300 млрд. т. Около 20% этих ресурсов приходится на Кузнецкий, Канско-Ачинский, Печорский и другие освоенные бассейны. Остальные сконцентрированы в слабо изученных гигантских Тунгусском и Ленском бассейнах в Сибири и на Дальнем Востоке. Из этого потенциала разведано и учтено по различным промышленным категориям 200 млрд. т, что составляет только около 4% всех прогнозных ресурсов. При современном уровне потребления углей в России разведанных запасов хватит на несколько сотен лет.

Анализ динамики технически возможной добычи угля на действующих и новых шахтах и разрезах показывает, что к 2030 г. добыча угля в России может быть увеличена до 520 млн. т, из которых 420 млн. т составит энергетический уголь. Это открывает хорошие технические возможности по наращиванию производства электроэнергии на угольных ТЭС.

Гидроэнергетический потенциал России оценивается величиной 850 млрд. кВт-ч в год. В европейской части страны степень освоения гидроэнергетического потенциала достаточно высока и составляет порядка 50%. Однако в целом по стране освоение гидроэнергетического потенциала даже после ввода в эксплуатацию всех ГЭС, строительство которых уже начато, составит всего 23,5%, что создает принципиальные возможности дальнейшего развития гидроэлектростанций.

Основное развитие ГЭС будет происходить в Сибири и на Дальнем Востоке (где они будут играть и системообразующую роль), а также на юге России и в европейской части в виде ГЭС малой мощности и ГАЭС для обеспечения покрытия переменной части графиков нагрузки.

Россия обладает значительными ресурсами нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ). Валовый (теоретический), технический и экономический потенциал для основных видов нетрадиционных источников энергии в России в целом (энергии солнца, ветра, малых рек, геотермальной, низкопотенциального тепла) оцениваются соответственно в 2,3•1012, 4,6•109 и 270•106 т условного топлива.

Несмотря на наличие значительных запасов первичных энергоресурсов, в России существует ряд объективных факторов, вызывающих определенные трудности в использовании богатого природного потенциала. Во-первых, энергетические ресурсы размещены по территории страны крайне неравномерно. Основные ресурсы газа, нефти, угля, гидроресурсы расположены в Сибири, в то время как основная часть потребителей находится в европейских районах и на Урале. Во-вторых, сложившаяся в стране в условиях переходной экономики структура цен на первичные энергоносители не способствует рациональному использованию энергоресурсов для экономики России в целом.

Цены на газ для электростанций на протяжении ряда лет были ниже, чем цены на уголь, и только относительно недавно выровнялись. Поэтому топливная политика при развитии электроэнергетики должна исходить из положения о необходимости в кратчайшие сроки поднять цену на газ, используемый в электроэнергетике с сохранением конкурентоспособности электроемких потребителей. При этом, используя рыночные рычаги, необходимо удержать одновременный рост цен на уголь, оставляя их на уровне конкурентных. Это даст возможность серьезно диверсифицировать ресурсы получения электроэнергии, увеличив долю угля при ее выработке и экономическую нишу для использования АЭС и ГЭС.

Тем самым в электроэнергетике главным станет высокоэффективное использование газа и увеличение доли угля при его эффективном использовании, развитие атомной и гидравлической энергетики. В этом случае, доля потребления газа в органическом топливе, используемом в электроэнергетике, за счет применения высокоэффективных технологий производства электроэнергии и более широкого использования угля снизится с 68% в настоящее время до 58 - 60% в 2030 г.; доля угля возрастет с 28 до 36 - 38%[13].

В настоящее время в электроэнергетике России нарастает дефицит мощности и электроэнергии, который пока имеет локальный характер на уровне ряда региональных энергосистем. Это является следствием неравномерных темпов развития экономики различных регионов страны, недостаточных вводов генерирующих мощностей и недостаточных пропускных способностей электрических связей для передачи мощности и электроэнергии из избыточных регионов в дефицитные. Однако в условиях, когда реальные темпы развития экономики существенно превышают темпы наращивания электроэнергетического потенциала страны, кризис, связанный с дефицитом мощностей, будет углубляться и охватывать все большую часть регионов страны.

Для преодоления создавшегося положения, учитывая большую инерционность в развитии электроэнергетической отрасли, необходимо обеспечить уже в начале рассматриваемого периода ускоренное развитие электроэнергетического потенциала страны. Электроэнергетика должна начать развиваться опережающими темпами.

В краткосрочной перспективе это должно быть осуществлено за счет широкого строительства высокоэффективных электростанций на базе ПГУ и ГТУ с малым сроком строительства, прежде всего сооружение этих установок на действующих электростанциях, в дефицитных регионах страны вблизи потребителей энергии с максимальным использованием потенциала энергетического машиностроения страны, ускоренного завершения строительства начатых объектов электроэнергетики, а также сетевого строительства. Такие электростанции в электрических связях быстрее позволят электроэнергетике адаптироваться к нуждам быстро развивающейся экономики страны. Опережающий рост новых генерирующих мощностей уже в начале рассматриваемого периода, как уже отмечалось, позволит начать проведение коренной реконструкции тепловых электростанций на базе ПГУ и ГТУ и довести средний коэффициент полезного действия элек­тростанций на газе к 2030 г. не менее, чем до 50%, а на новых электростанциях до 55 — 60%. Необходимо будет провести масштабную реконструкцию районных котельных, работающих на газе, за счет дополнительной установки ГТУ с котламиутилизаторами.

Наряду с этим должно проводиться ускоренное строительство более капиталоемких электростанций - угольных и атомных.

Основными направлениями развития теплоэнергетики на период до 2030 г. являются обеспечение технического перевооружения и реконструкции тепловых электростанций, а также ввод новых генерирующих мощностей с использованием новых эффективных технологий производства электроэнергии. Для тепловых электростанций на газе - это парогазовые установки комбинированного цикла. Для тепловых электростанций на угле - это установки со сверхкритическими параметрами пара, установки со сжиганием топлива в циркулирующем кипящем слое, угольные технологии комбинированного цикла с предварительной газификацией угля или его сжиганием в котлах кипящего слоя под давлением.

Структура генерирующих мощностей и производства электроэнергии в России к 2030 г. изменится в сторону большего использования АЭС, ГЭС, угольных ТЭС и возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Установленная мощность электростанций страны в 2030 г. для базового сценария составит 410 ГВт, из них ТЭС - 253 ГВт, АЭС -66 ГВт, ГЭС и ВИЭ - 91 ГВт, а выработка электроэнергии - 2080 млрд. кВтч, из них ТЭС -1270 млрд. кВтч, АЭС - 490 млрд. кВтч, ГЭС и ВИЭ - 320 млрд. кВтч. Что касается региональных особенностей, то в европейской части страны электроэнергетика будет развиваться главным образом за счет строительства тепловых электростанций на газе с парогазовыми установками и атомных электростанций. Будет построен ряд ГАЭС для обеспечения покрытия переменной части графиков нагрузки, освоен в максимально возможной степени гидроэнергетический потенциал на Северном Кавказе и северо-западе европейской части России, в максимально возможной степени будут использованы угли Печорского, Донецкого и Подмосковного угольных бассейнов, местные виды топлив, потенциал малой гидроэнергетики.

На Урале электроэнергетика будет развиваться главным образом за счет развития тепловых электростанций на газе и угле как местном, так и привозном.

В Сибири и на Дальнем Востоке развитие электроэнергетики будет происходить главным образом за счет строительства новых ГЭС и ТЭС на угле и газе (по мере освоения газовых месторождений в этой части страны для смягчения экологической обстановки, прежде всего, в крупных городах).

Расход газа в 2030 г. на производство электроэнергии при реализации предлагаемых положений для рассматриваемого сценария развития электроэнергетики страны составит 240 млн. т условного топлива или 210 млрд. м3; угля - 210 млн. т, мазута -10-13 млн. т условного топлива. Для обеспечения надежного энергоснабжения зоны Севера, которая занимает значительную часть территории страны, необходимо размещение достаточно мощных энергоисточников во всех крупных энергоузлах с объединением их для взаиморезервирования линиями электропередачи, где это экономически оправдано.

Для энергоснабжения небольших изолированных потребителей целесообразно использование автономных энергоустановок различных типов, а не только традиционных дизельных электростанций. В качестве альтернативных вариантов могут рассматриваться малые и микро-ГЭС, геотермальные ТЭС и ветроэлектростанции, многофункциональные энергетические комплексы на базе ветряных и дизельных электростанций, малые ядерные установки, а также современные, экономичные, высокоавтоматизированные установки на местном органическом топливе.

Для теплоснабжения мелких (прежде всего сельскохозяйственных) потребителей целесообразно использовать котельные малой мощности и мини-ТЭЦ на базе использования тепла отходящих газов дизельных и газотурбинных станций. Для некоторых потребителей районов Севера экономически эффективно применение тепловых насосов и использование электроэнергии для целей теплоснабжения.

Итоги развития генерирующих мощностей в рассматриваемый период можно резюмировать следующим образом.

Все имеющиеся в настоящее время генерирующие мощности, работающие на газе, к 2030 г. будут представлять собой после модернизации в основном парогазовые установки мощностью от 70 до 450 МВт с КПД в среднем 52 - 53%.

Среди новых парогазовых будут преобладать установки единичной мощностью от 325 до 750 МВт с КПД 55 - 60% и ПГУ меньшей мощности на ТЭЦ.

Широкое применение для целей регулирования мощностей найдут газотурбинные установки и сочетание ГТУ с котлом-утилизатором для производства электроэнергии и теплоснабжения потребителей.

Генерирующие мощности на угле будут представлять собой установки на суперкритические параметры пара с КПД от 46 до 55%, установки с котлами с циркулирующим кипящем слоем, котлами с "низкотемпературным вихрем" и определенное число установок со сверхкритическими параметрами пара, а также будут осваиваться установки с газификацией угля и энерготехнологические установки. Общий средний КПД производства электроэнергии на установках, работающих на угле, будет около 41%.

В атомной энергетике будут работать установки с водо-водяными реакторами и реакторами РБМК повышенной безопасности мощностью 1000 - 1500 МВт, реакторы на быстрых нейтронах мощностью до 800 МВт, небольшое число высокотемпературных ядерных реакторов с газовым охлаждением.

Широко будут использоваться гидроэнергетические установки различных мощностей с их концентрацией в регионах Сибири и Дальнего Востока, выполняющих системообразующую роль и покрывающих пиковую часть графика нагрузки.

Нетрадиционная энергетика будет развиваться в виде геотермальных электростанций и теплоснабжающих установок, биоэнергетических и ветровых установок, мусоросжигающих и мусороперерабатывающих энергокомплексов в крупных городах. Потенциально возможно использование энергии приливов. Общая мощность подобных установок позволит в 2030 г. производить до 10% всего количества электроэнергии.