Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

О концепции модернизации электроэнергетики
 

О концепции модернизации электроэнергетики

Волков Э.П., академик РАН, ОАО "Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского" (ЭНИН)

 

 
Испытание маслонаполненного трансформатора на взрывобезопасность с использованием бездугового источника импульсного давления

 

 

За годы реформ ухудшились экономические показатели электроэнергетики России, резко сократился ввод новых мощностей, повысились тарифы на электроэнергию, устарело оборудование и от­сутствует оптимальное управление отраслью. Значительно сократились в отрасли научно-техниче­ский и строительный потенциалы, а также потенциал энергомашиностроения. Для решения задач отрасли в соответствии с Энергетической стратегией России необходимо решение указанных про­блем, что требует модернизации электроэнергетики и значительных инвестиций в отрасль. Рассмот­рены пути модернизации на базе передовых технологий производства, передачи и распределения энергии (включая прорывные технологии, в качестве примера которых указаны уникальные техно­логии переработки сланцев и изготовления высокотемпературного сверхпроводящего кабеля) и соз­дания системы целостного управления отраслью. Исключительно важна при этом и модернизация единой национальной электрической сети страны. В целом необходимо выполнить целый комплекс рассмотренных в статье мер по модернизации в различных секторах электроэнергетики.

 

       Ключевые слова: электроэнергетика, экономические показатели, ввод мощностей, тарифы, уста­ревшее оборудование, управление отраслью, комплекс мер по модернизации.

 

Основу производственного потенциала российской электроэнергетики в настоящее время составляют более 700 электростанций общей мощностью 227,5 ГВт и линии электропередачи всех классов напряжения протяженностью более 2,5 млн. км. Около 90% этого потенциала сосредоточено в Единой энергетической системе (ЕЭС) России - уникальном техническом комплексе, обеспечивающем электроснабжение потребителей на большей части обжитой территории страны.

В структуре генерирующих мощностей электростанций России преобладают тепловые электростанций, доля которых в установленной мощности составляет 68,4%, доля атомных электростанций - 10,7%, доля гидравлических станций - 20,9%. Около 80% генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте, в то время как в восточной части России более 80% ге­нерирующих мощностей тепловых станций ис­пользуют уголь.

За годы реформ ухудшились экономические показатели работы отрасли. С 1991 г. более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери элек­троэнергии в электрических сетях на её транспорт, более чем в 1,5 раза выросла удельная числен­ность персонала, более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капитальных вло­жений. Существенно сократился ввод новых и за­мещающих генерирующих мощностей: с 1992 по 2006 г. на электростанциях России введено чуть более 20 тыс. МВт, в среднем около 1400 МВт в год, что значительно (примерно в 5 раз) меньше, чем в 60 - 80-х годах прошлого столетия.

Существенно выросли в последние годы тари­фы на электрическую энергию. Они приблизились к тарифам в США и других странах, притом, что цена на природный газ для электростанций в Рос­сии пока значительно ниже. Вместе с тем намеча­ется дальнейшее повышение цен на электроэнер­гию. Помимо этого, произошла негативная дефор­мация структуры тарифов в сторону резкого уве­личения сетевой составляющей. В целом можно констатировать, что после распада СССР сущест­венно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития электро­энергетики в России.

Основными причинами снижения экономиче­ской эффективности функционирования электро­энергетики являются:

·        отсталые энергетические технологии, исполь­зуемые в тепловой энергетике страны, особенно при генерации электроэнергии на газовых электро­станциях, и в электросетях низкого напряжения;

·         использование морально и физически устарев­шего энергооборудования на электростанциях и в электрических сетях (его доля превышает 40% всего установленного);

·        отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образо­вания многочисленных собственников электро­энергетических объектов, которая бы обеспечива­ла ту минимизацию затрат на развитие и функцио­нирование электроэнергетики, которую обеспечи­вала прежняя централизованная система управле­ния отраслью;

·        резкое сокращение научно-технического по­тенциала отрасли;

·        существенное сокращение строительного по­тенциала;

·        сокращение потенциала в отраслях отечествен­ного энергомашиностроения и электромашино­строения.

Вместе с тем, перед российской электроэнерге­тикой в соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 г. стоят масштабные за­дачи. Для обеспечения прогнозируемых потребно­стей в электроэнергии в России на период до 2030 г., которые оцениваются величинами 1740 – 2165 млрд. кВт∙ч, необходимо будет увеличить производство электроэнергии по сравнению с 2008 г. в 1,7- 2,1 раза, что составит 1800 - 2210 млрд. кВт∙ч. Для обеспечения прогнозируемых объёмов производства электроэнергии уста­новленная мощность электростанций России к 2030 г. должна возрасти по сравнению с 2008 г. в 1,6 - 2 раза и составить 355 — 5 ГВт. Объём вво­дов линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше до 2030 г. оценивается величинами: 285 - 545 тыс. км, из них ВЛ напряжением 330 кВ и выше 35 - 65 тыс. км. В целом инвестиционные потребности для развития ТЭС. АЭС. ГЭС и элек­трических сетей на период до 2030 г. оцениваются величиной 572 - 888 млрд. дол., в том числе для развития электрических сетей 227 - 334 млрд. дол.

Ключевое значение для достижения целей Энергетической стратегии и повышения эф­фективности работы российской электроэнер­гетики имеют:

·        модернизация электроэнергетики страны на базе передовых технологий производства, пере­дачи и распределения электроэнергии, с тем, чтобы к 2030 г. получить электроэнергетику с технологической основой, адекватной таковой в наиболее развитых странах мира;

·        развитие научных работ по созданию новых (в том числе прорывных) технологий, обеспе­чивающих приоритетное развитие отечествен­ной электроэнергетики;

·        создание системы целостного оптимального управления развитием и функционированием электроэнергетики России.

Модернизация электроэнергетики должна включать не только вывод из эксплуатации старого, физически и морально устаревшего оборудования, реконструкцию низкоэффективного оборудования и замену низкоэффективных технологий на современные, но и создание принципиально нового перспективного оборудования и новых "прорывных" энерготехнологий. Кроме того, исключи­тельное значение приобретает и модернизация Единой электроэнергетической системы страны с оптимальным сочетанием централизованного энергоснабжения от крупных электростанций с мощными блоками (более 200 МВт», соединёнными высоковольтными магистральными электриче­скими сетями напряжением 220 кВ и  выше, и энергоснабжение   потребителей от локальных энергетических систем с распределённой генера­цией с энергоустановками малой мощности, что в целом обеспечивает надёжное энергоснабжение и приводит к снижению тарифов на электроэнергию.

Локальные энергосистемы с распределённой генерацией, работающие как на местных  топливных ресурсах, так и на нетрадиционных  возобновляемых источниках энергии, будут строиться с использованием принципа управляемых энергосистем с автоматическим управлением как производством, так и транспортом и потреблением электро­энергии и тепла. Автоматизированный учёт и управление спросом потребителей будут присут­ствовать и для крупных потребителей в сочетании с применением гибких магистральных электриче­ских сетей высокого напряжения, что позволит осуществлять оптимальное управление потребле­нием в соответствии со спросом на электроэнер­гию, с обеспечением требуемой надёжности и оп­тимальными экономическими характеристиками.

Комплекс мер по модернизации электроэнерге­тики является существенной составной частью Ге­неральной схемы развития электроэнергетики России на период до 2020 г.

Такая модернизация должна быть тщательно продумана и просчитана с использованием необ­ходимых научных инструментов (математических моделей), позволяющих рассчитывать процессы функционирования и развития как локальных сложных систем (отдельных региональных субъ­ектов), так и ЕЭС России в целом.

Выбор модернизируемых энергоблоков и элек­тростанций должен производиться путём расчётов (балансовых, технико-экономических, надёжност­ных и расчётов устойчивости работы энергосис­тем) с увязкой выводимых из эксплуатации и мо­дернизируемых мощностей, линий выдачи мощ­ности и показателей надёжности энергоснабже­ния. Ранжирование реализации мероприятий про­водится на базе технологических и технико-эконо­мических расчётов, применительно к оптимально­му функционированию ЕЭС России. Главное при этом не нарушить принципы обеспечения требуе­мой надёжности энергоснабжения потребителей.

Первоначальным сектором при модернизации тепловой энергетики является сектор производст­ва электроэнергии с использованием газа. В на­стоящее время электроэнергия в этом секторе у нас в стране производится по низкоэкономичному паросиловому циклу (средний КПД производства электроэнергии в стране в этом секторе - 36,5%). Замена технологического цикла на парогазовый даёт увеличение КПД производства электроэнер­гии до 50 - 60% в зависимости от типа и мощностного ряда оборудования, что приводит к соответ­ствующей экономии газа. По предварительным расчётам средняя годовая экономия газа в рамках данного сектора на уровне 2020 г. составит около 35 млрд. м3 в год. Реконструируются блоки 800 МВт, расположенные в центральной части России (Сургут, Нижневартовск на данном этапе не входят в список по причине дешёвого газа). Ре­конструируются блоки мощностью 150, 200 и 300 МВт конденсационные и 250 МВт теплофика­ционные. Для всех типов оборудования разраба­тываются типовые проекты для обеспечения се­рийного заказа энергомашиностроительным заво­дам. Это направление модернизации обеспечива­ется за счёт уже имеющихся лицензионных ГТЭ-160  (выпуск  ЛМЗ  по  лицензии  фирмы "Siemens"), ГТЭ-110 (разработка Николаевского завода на Украине, выпуск завода "Рыбинские мо­торы" - при этом необходимо осуществить довод­ку турбины) и ГТЭ-65 (отечественная разработка - ЛМЗ, необходимо осуществить пуск турбины в эксплуатацию на ТЭЦ-9 Мосэнерго и её доводку).

Кроме модернизации существующих электро­станций проводится модернизация крупных ко­тельных путём их перевода в режим когенерации с установкой предвключённых газовых турбин мощностью от 2,5 до 40 МВт в зависимости от те­пловой мощности водогрейных котлов. Данная модернизация позволяет дополнительно выраба­тывать около 200 млрд. кВт∙ч электроэнергии на уровне 2020 г. с КПД более 47%.

Важным при модернизации тепловой энергети­ки является создание нового типа пиковых элек­тростанций с использованием газотурбинных ус­тановок для покрытия пиковой части графика на­грузок. Низкая удельная стоимость подобных электростанций (которые могут быть и мобильны­ми) позволяет организовывать работы высокоэф­фективных установок (атомных, парогазовых и мощных угольных блоков) в стационарном режи­ме и существенно снизить стоимость производст­ва электроэнергии и увеличить надёжность рабо­ты оборудования. Кроме того, данные установки могут использоваться для регулирования уровня напряжения в узловых точках единой националь­ной электрической сети (ЕНЭС) России.

В секторе угольной энергетики главным при модернизации электростанций является реконст­рукция существующих мощных блоков (более 200 МВт) с повышением КПД от 34 - 36 до 43 - 44% (пионерный блок на Рефтинской ГРЭС - КПД после не слишком глубокой модернизации - 41%). Для угольных ТЭЦ ближайшая модерниза­ция будет осуществляться также путём установки котлов с циркулирующим кипящим слоем. Однако в этом сегменте необходима разработка проекта новой современной угольной ТЭЦ с пылеугольным котлом, отвечающей всем современным и перспективным требованиям, включая природо­охранные, и разработка ПГУ с внутрицикловой га­зификацией угля.

Большая часть низкоэкономичных установок с параметрами пара перед турбиной 90 кгс/см2 бу­дет выведена из эксплуатации и заменена совре­менными установками до 2020 г. в соответствии с приоритетами из условий обеспечения надёжного функционирования объединённых энергосистем и имеющихся резервов.

В параллель с модернизацией газовой тепло­энергетики должен быть проведён комплекс работ по созданию пилотных образцов энергетического инновационного оборудования и разработке со­временных отечественных технологий при работе электростанций на газе. В первую очередь, речь идёт о создании мощной газотурбинной установки (ГТУ 300 - 350 МВт) с начальной температурой газа 1500 - 1600°С, которая позволит наращивать мощности с помощью высокоэкономичных паро­газовых установок с КПД более 60%. Необходимо также воссоздать на новой технологической базе установки суперсверхкритических параметров пара (27 МПа, 610/620°С и 35 МПа, 700/720°С). У нас в стране такие установки работали, начиная с 50-х годов и до конца прошлого столетия, однако по существу эта технология на сегодняшний день не существует.

Для твёрдого топлива актуальна разработка мощной парогазовой установки (600 - 800 МВт) с внутренней газификацией угля с газовыми турби­нами (200 - 250 МВт).

Особая роль в современной электроэнергетике принадлежит так называемым энерготехнологиче­ским установкам и технологиям. Подобные техно­логии позволяют, кроме электроэнергии, получать из твёрдого топлива товарные продукты в виде жидкого топлива (искусственная нефть), калорий­ного газа и твёрдого остатка (полукокс и зола). В идеальном случае такие технологии дают возмож­ность практически полного использования исход­ного твёрдого топлива - угля или сланца.

Сланцевые энерготехнологические установки были независимо разработаны и запущены в про­мышленную эксплуатацию в двух странах - СССР и Бразилии. В СССР установка, использующая процесс пиролиза сланца твёрдым теплоносите­лем (процесс Галотер), была создана в Энергети­ческом институте им. Г. М. Кржижановского и по­строена в 80-х годах прошлого века в двух экземп­лярах на Эстонской ГРЭС (недалеко от г. Нарвы). Единичная производительность установки (УТТ-3000) - 3 тыс. т перерабатываемого с помо­щью твёрдого теплоносителя сланца в сутки, т.е. около 1 млн. т перерабатываемого сланца в год. В Бразилии подобная установка, но с газовым тепло­носителем, имеет меньшую производительность (2 тыс. т сланца в сутки) и несколько худшие тех­нологические и экономические показатели. Пока это единственные в мире коммерчески рентабель­ные действующие установки. Однако такая техно­логия использования твёрдого топлива перспек­тивна и, безусловно, будет затребована в ближай­шем будущем.

Подобные установки должны быть разработа­ны и построены и для переработки угля. Такие ра­боты были проведены в Энергетическом институ­те им. Г. М. Кржижановского; построена реальная установка для переработки 1 млн. т угля Ирша-Бородинского месторождения в год, но в эксплуата­ции установка освоена не была по причине разва­ла СССР и на сегодняшний день технология не су­ществует.

С использованием перечисленных технологий в целом возможна разработка программы модер­низации теплоэнергетики - самого крупного сек­тора электроэнергетики страны. Для обшей характеристики результатов реали­зации программы модернизации тепловой энерге­тики следует привести следующие показатели. Общая мощность выведенных из эксплуатации и замещённых новым оборудованием электростан­ций до 2020 - 2025 гг. может достичь 70 - 75 ГВт, мощность реконструированных ТЭС - 75 -80 ГВт. На уровне 2020 г. средний КПД производ­ства электроэнергии на газе с учётом проведённой модернизации может составить 52 – 53% (по срав­нению с настоящими 36-36,5%). Средний КПД производства электроэнергии на угле составит 38-39% (по сравнению с 31 -32% в настоящее время). Экономия условного топлива на уровне 2030 г. составит около 100 млн. т в год.

Перечисленные разработки позволят при тех же общих условиях существенно увеличить инве­стиционную составляющую в тарифе на электро­энергию, дающую возможность устойчиво разви­вать электроэнергетику на базе новейших техно­логий, и перейти к политике стабилизации тари­фов на электроэнергию.

Важным является модернизация энергоустано­вок и электростанций в секторе гидроэнергетики. Здесь актуальным является:

·         проведение модернизации гидроэнергетиче­ского оборудования практически на всех гидро­электростанциях России;

·        создание крупных высокоэффективных гидро­агрегатов с переменной частотой вращения, обес­печивающих высокие технико-экономические по­казатели и удешевляющих стоимость производст­ва электроэнергии;

·         разработка и изготовление комплекса высоко­эффективного оборудования для обратимых гид­роагрегатов ГАЭС с переменной частотой враще­ния и единичной мощностью 300 - 350 МВт, по­зволяющих обеспечить высокую маневренность в генераторном и насосном режимах, что даст воз­можность повысить КПД, снизить удельную стои­мость сооружения электростанций;

·         разработка гидрооборудования для приливных электростанций (ПЭС), прежде всего - эффектив­ных ортогональных турбин и средств сооружения ПЭС с помощью наплавных блоков, что позволит приступить к освоению энергии приливов;

·         разработка и внедрение автоматизированных и автоматических систем непрерывного контроля состояния гидроагрегатов и гидротехнических со­оружений.

В области развития технологии атомной энергетики последние 15 лет наблюдалось определённое затишье. Причинами его были не только эмоции широких слоев населенна, но и экономика - изменение хозяйственных условий, затруднивших новое строительство. В итоге практически прекратилось строительство АЭС в Европе и США, со­кратилась реализация новых влей. Дальнейшее развитие атомной энергетики в значительной  степени зависит от того, будут ли АЭС совершенно безопасными как на рабочих режимах, так и в слу­чае аварийных ситуаций и какие новые энергоус­тановки будут созданы.

Не менее важен подъём конкурентоспособно­сти АЭС. Для этого необходимо повысить эконо­мичность преобразования тепловой энергии в электрическую, снизить капитальные затраты на киловатт установленной мощности, решить эколо­гические проблемы при осуществлении топлив-но-ядерного цикла. Это нелегкие задачи, тем более что введение дополнительных систем пассивного отвода тепла, "ловушек" для расплавленной зоны, защитных оболочек и других устройств увеличи­вает затраты на строительство и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

На ближайший период (20 - 25 лет) в качестве основных рассматриваются три реакторные техно­логии:

·        корпусные реакторы с водяным теплоносите­лем типа ВВЭР и их модификации;

·        быстрые реакторы с жидкометаллическим теп­лоносителем;

·        высокотемпературные реакторы с гелиевым те­плоносителем.

Развитие этих реакторных технологий разнесе­но во времени, что позволяет концентрировать ре­сурсы для достижения наибольшего эффекта на соответствующем этапе формирования ядер­но-энергетической системы. До 2020 г. предусмат­ривается наращивание мощностей атомной энер­гетики на основе последовательно совершенствуе­мых проектов водо-водяных реакторов типа ВВЭР-1000 (АЭС-2006). Планируется модерниза­ция их топливного цикла с переходом на более вы­сокое выгорание топлива (около 60 ГВт∙сут/т) и пятикратные перегрузки топлива, что обеспечива­ет более экономный топливный цикл. Параллель­но под руководством РНЦ "Курчатовский инсти­тут" создаётся новый реактор ВВЭР-1500. В этом случае для повышения КПД турбоустановок АЭС до 38% при использовании быстроходных (3000 об/мин) турбин необходимо увеличить на­чальное давление пара до 7,2 МПа. Последние проработки показали возможность создания на отечественных заводах основных компонентов АЭС с блоком ВВЭР-1500, параметры которого не уступают европейскому проекту EPR.

В 2012 г. или чуть позже, кроме уже работаю­щего реактора на быстрых нейтронах БН-600, бу­дет введён в эксплуатацию БН-800, который дол­жен продемонстрировать замыкание топливного цикла на основе уран-плутониевого топлива. В 2018 - 2020 гг. может быть подготовлена малая се­рия реакторов на быстрых нейтронах. В них по­следовательно модернизируется активная зона с таким расчётом, чтобы к 2026 - 2029 гг. выйти на параметры перспективного реактора на быстрых нейтронах, который обеспечит избыточную нара­ботку ядерного топлива, достаточную для разви­вающейся многокомпонентной атомной энергетики. Выбор наиболее привлекательного инноваци­онного проекта такого реактора предполагается сделать на основе рассмотрения нескольких вари­антов быстрых реакторов.

На этом же этапе, согласно прогнозу Курчатов­ского института, начнётся техническое проектиро­вание высокотемпературных реакторов с гелие­вым теплоносителем (ВТГР) для электроэнергети­ки. Концепция модульных ВТГР хорошо дополня­ет мощностной ряд ядерных блоков в диапазоне 300-500 МВт, что соответствует требованиям рынка. Более высокие термодинамические пара­метры теплоносителя в этих реакторах позволят существенно увеличить термодинамический КПД и создадут возможность их использования в ре­гионах, испытывающих дефицит водных ресурсов для снятия конечного тепла. Ввод в эксплуатацию ВТГР ориентирует эти регионы на неэлектриче­ское использование атомной энергии и развитие водородной энергетики.

Судя по всем разработкам, выполняемым в мире, стратегическое направление развития атом­ной энергетики - это замыкание ядерного топлив­ного цикла. Создание замкнутого топливного цик­ла решает две основные задачи. Во-первых, обес­печивает атомную энергетику надёжной сырьевой базой, поскольку в топливный цикл будет вовле­чён уран-238, а, впоследствии, и торий-232. Во-вторых, решает проблему выделения, миними­зации объёма и окончательной изоляции, не нахо­дящих пока применения радиоактивных продук­тов, которые образуются в процессе функциони­рования атомной энергетики. В результате замыка­ния цикла более полно будут использоваться при­родные ядерные ресурсы (уран, торий) и искусственные делящиеся материалы, возникаю­щие при работе ядерных реакторов (плутоний и др.), и минимизироваться радиоактивные отходы. На базе указанных технологий и предполагается провести модернизацию атомного сектора элек­троэнергетики страны.

Нетрадиционные источники. В последнее время много исследований проводится в сфере во­дородной энергетики. Свою нишу в энергетике обозримого будущего она, безусловно, займёт, но особых оснований для глобального оптимизма, на наш взгляд, водородная энергетика не даёт. При­чина проста: источник, который предполагается использовать,- водород - дорогое и сложное для эксплуатации рабочее тело. Так что этому пер­спективному направлению уготована существен­ная, однако всё же некая вспомогательная роль. Значение водородной энергетики может возрасти в случае массового строительства атомных элек­тростанций и использования дешёвой электро­энергии в ночное время для производства водоро­да с помощью электролиза воды или высокотемпе­ратурных газоохлаждаемых реакторов.

Возводить мощное энергетическое хозяйство в России на таких столь широко разрекламированных нетрадиционных направлениях, как солнеч­ная или ветроэнергетика, с нашей точки зрения, объективно невозможно. Не та мы в климатиче­ском отношении страна. Разумеется, электриче­ские станции, использующие солнечные фотоэле­менты на основе каскадных гетероструктур или арсенид-галлиевые фотоэлементы, которые позво­ляют встроить дополнительный цикл с примене­нием органики и существенно поднять эффектив­ность производства электроэнергии, могут быть задействованы на региональном уровне. Ветроустановки, производящие электроэнергию, могут ус­пешно работать в районах Северного Кавказа или Дальнего Востока, геотермальные электростанции - на Камчатке и в Сахалинской области и тепло­снабжающие установки - на Северном Кавказе, в Краснодарском крае и Западной Сибири.

Крупномасштабное освоение российского по­тенциала энергии приливов и отливов требует соз­дания типового отечественного гидрооборудова­ния для приливных электростанций, прежде всего эффективных (с КПД до 85 - 87%) ортогональных турбин, и средств сооружения самих станций с по­мощью наплавных блоков. Над решением этих проблем работают учёные как в России, так и за рубежом.

Энергетика, использующая биомассу, просто обязана развиваться в России. Промышленные и бытовые отходы, отходы лесного хозяйства - это отнюдь не полный перечень топлив для так назы­ваемой малой энергетики и транспорта.

Серьёзным проектом может стать размещение фотоэлектрических преобразователей на солнеч­но-синхронных орбитах в космосе с последующей передачей электроэнергии в СВЧ-диапазоне. Пере­дача электроэнергии может осуществляться по сверхпроводящим линиям электропередачи на ос­нове высокотемпературной сверхпроводимости, что коренным образом изменит структуру элек­троэнергетических систем. Программа снабжения Земли энергией из космоса может стать междуна­родной основой для эффективной кооперации раз­ных стран и платформой развития высоких техно­логий, что крайне важно для сегодняшней России.

ЕЭС России. Безусловно, новые технологии должны создаваться в области не только генера­ции электроэнергии, но и её транспорта и распре­деления, поэтому развитие энергетической науки и технологической базы должно быть комплекс­ным и всеохватывающим. Большое преимущество России заключается в том, что предыдущие поко­ления учёных и техников создали Единую энерге­тическую систему страны - постоянно развиваю­щийся комплекс взаимосвязанных энергетических объектов, которые объединены общим технологи­ческим режимом работы и централизованным оперативным управлением, обеспечивающим на­дёжное и экономичное электроснабжение основ­ной части потребителей. По своим масштабам ЕЭС России относится к крупнейшим централизо­ванно управляемым энергообъединениям в мире.

Высшим номинальным напряжением воздуш­ных линий переменного тока в нашей стране в на­стоящее время является напряжение 1150 кВ, ко­торое по-настоящему нами не освоено. Основу пе­редающей системы ЕЭС России составляют элек­трические сети напряжением 330, 500 и 750 кВ. Общая протяжённость воздушных линий этих классов напряжений на начало 2008 г. достигала 54,1 тыс. км, а установленная трансформаторная мощность подстанций – 157,5 млн. кВ∙А. Протя­жённость линий электропередачи напряжением ПО и 220 кВ на начало 2008 г. составляла около 390 тыс. км.

Представляется, что классы напряжений в обо­зримом будущем вряд ли будут меняться, потребу­ется лишь разработка оборудования и линий элек­тропередачи постоянного тока на напряжение 1500 кВ (+750 кВ), в случае необходимости пере­дачи громадных потоков электроэнергии (20 млрд. кВт∙ч и более), и доработка научно-тех­нических решений по линиям переменного тока напряжением 1150 кВ. Однако появление целого ряда технологий как в энергосистемах, так и в ли­ниях электропередачи и подстанциях при­ведёт через 15-20 лет к возникновению электри­ческих сетей нового поколения.

Рассмотрим главные из этих технологий, при­званные оказать принципиальное влияние на буду­щую конфигурацию ЕЭС России, да и на построе­ние сетей в мировой электроэнергетике.

Проводники с использованием композиционных материалов должны повысить токонесущую спо­собность, уменьшить затраты на сооружение ли­ний электропередачи, снизить потери в сетях, уменьшить вес, увеличить продолжительность срока службы, увеличить сопротивление корро­зии, уменьшить провисание проводов. "Идеаль­ный" проводник должен иметь проводимость вы­сокочистой меди, вес алюминия, прочность и про­должительность срока службы усиленной стали. В зарубежных публикациях стоимость таких воз­душных линий оценивается от 2 до 8 млн. дол. за 1 милю, а кабельных - от 5 до 15 млн. дол. Разра­ботка "идеальных" проводников началась в техни­чески развитых странах, и срок их создания оце­нивается в 8 - 10 лет.

Высокотемпературные сверхпроводниковые материалы и устройства на их основе - кабели, ограничители токов короткого замыкания, транс­форматоры, синхронные компенсаторы, накопите­ли энергии и др. Их применение может принципи­ально изменить не только электрические сети, но и используемое электрооборудование, частично вернув мир в эпоху до разработки техники трёх­фазного тока М. О. Доливо-Добровольским.

Наиболее продвинуты исследования по созда­нию высокотемпературных сверхпроводящих ка­белей на основе материалов первого и второго поколений. В мире в опытной эксплуатации находит­ся около 15 сверхпроводящих кабелей, изготов­ленных из высокотемпературных сверхпроводни­ковых материалов, длиной от 30 до 600 м. Самый протяжённый из установленных в распредели­тельных сетях (Нью-Йорк, США) сверхпроводя­щий кабель имеет длину 600 м и параметры: ток 2,4 кА, напряжение 138 кВ, передаваемая мощ­ность 574 МВ-А. Пущен в эксплуатацию в апреле 2008 г.

В России в 2009 г. под руководством Энергети­ческого института им. Г. М. Кржижановского и при участии Московского авиационного института, Всероссийского научно-исследовательского ин­ститута кабельной промышленности и НТЦ элек­троэнергетики был создан первый в России сверх­проводящий кабель длиной 200 м, рассчитанный на следующие параметры: длительный рабочий ток 1,5 кА (с перегрузкой 2,0 кА), напряжение 20 кВ, передаваемая мощность 50 - 65 МВ∙А. Кабель снабжён новой системой крио-обеспечения и криостатирования.

В системе криообеспечения используется уни­кальный крионасос и сверхпроводящий электро­привод к нему, что позволяет вместе с уникальным криорефрижератором создать модульную систему криообеспечения протяжённых высокотемпера­турных силовых кабелей.

Эта система, принципиально отличающаяся от всех существующих ныне в мире, в состоянии с высокой эффективностью и надёжностью обеспе­чить криоснабжение сверхпроводящих кабелей практически любой длины. Появляется возмож­ность для проектирования и эксплуатации длин­ных (несколько десятков километров) сверхпрово­дящих линий.

Создан также первый российский гибкий криостат, позволяющий уменьшить внешние теп-лопритоки почти в 2 раза по сравнению с широко распространёнными за рубежом криостатами фир­мы "Nexans". Необходимо также разработать сверхпроводящий токоограничитель для установ­ки в электрических сетях и другие энергетические установки с использованием явления сверхпрово­димости (трансформатор, компенсатор, накопите­ли и др.). Это позволит начать экспериментальную эксплуатацию нового оборудования в реальных сетях и, тем самым, подготовку к широкому ис­пользованию сверхпроводниковой техники в ре­альной электроэнергетике. Дальнейшее развитие этой техники будет зависеть от стоимости исход­ных материалов и сверхпроводящего провода.

Третьей новой технологией для использования в электрических сетях являются недорогие и на­дёжные накопители электроэнергии разных ти­пов на всех уровнях: основной сети, распредели­тельной сети и конечных потребителей. Их широ­кое применение может кардинальным образом по­влиять на электроэнергетический рынок за счёт выравнивания графиков нагрузок и повышения эффективности использования генерирующих, пе­редающих и распределительных средств, а, следо­вательно, и на развитие электроэнергетики стра­ны. Здесь важно отметить необходимость созда­ния новых накопителей с большими возможностя­ми, в том числе на базе нанотехнологий. Пока мир умеет создавать накопители относительно неболь­шой ёмкости (7- 10 МДж), которые не являются дешёвыми.

Создание распределённой генерации и распре­делённых интеллектуальных систем управления. Концепция распределённой генерации сводится к построению независимых от централизованных сетей генерирующих мощностей для выработки электроэнергии в непосредственной близости от локальных потребителей, при этом учитываются их специфические запросы по объёмам и профи­лю потребления.

Инвестиционная привлекательность и финан­совая эффективность распределённых систем обусловлена относительно нешироким уровнем первоначальных вложений, возможностью быстрого и поэтапного ввода в эксплуатацию, полным контролем со стороны потребителя. В силу отмеченных привлекательных свойств, системы распределён­ной генерации энергии рассматриваются как важнейшая составляющая в новой парадигме разви­тия мировой энергетики.

Остановимся более подробно на достоинствах распределённых систем.

1.  Высокая технологическая и экономическая эффективность. Общий КПД свыше 90% в режимах когенерации и тригенерации. Себестоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла в 2 и более раз ниже тарифов за счёт более эффективных технологий генерации, снижения потерь и наклад­ных расходов. Типичный срок окупаемости – от пяти (только электроэнергия) до 2 - 3 лет при пол­ной утилизации тепла в режимах когенерации и тригенерации.

2.  Модульность, масштабируемость, мобиль­ность. Доставка блоками необходимой мощности, возможность быстрого подключения новых блоков к уже работающей станции, а также их демон­тажа и перемещения на новые объекты.

3.  Короткие сроки ввода в эксплуатацию. Обычно строительство электростанции мощно­стью до 2 МВт занимает 9-12 мес, более мощных станций (10 - 20 МВт) - 12 - 18 мес.

4. Энергетическая независимость и контроль.  Конечный потребитель и его подрядные организации полностью контролируют сроки возведения генерирующих объектов и процесс их эксплуатации. Устраняется проблема сбоев, отключений, нарушений параметров тока и напряжения по не за­висящим от потребителя причинам.

4.  Многообразие вариантов использования тех­нологий. Распределённые энергетические системы особенно часто служат автономными источниками электроэнергии, а в режимах когенерации и тригенерации - источниками тепла и холода. Они при­меняются также: для снятия пиковых нагрузок в режимах параллельной работы с централизованной энергосистемой; в проектах, основанных на использовании альтернативного топлива - биога­за, попутного нефтяного газа, шахтного метана и др.; в проектах со специфическими требованиями по качеству энергии, надёжности, срокам запуска, экологии и др., которые в конкретных условиях не могут быть удовлетворены централизованными энергосистемами.

5.  Автономные источники. Примерами использования распределённой генерации в качестве автономных источников могут служить энергоцен­тры собственных нужд новых промышленных
предприятий, офисов компаний, объектов соци­альной инфраструктуры. Потребность в собственных энергоцентрах возникает в тех случаях, когда централизованное подключение либо недоступно
по причине удалённости объектов, износа транс­портной инфраструктуры, недостатка генерирующих мощностей в регионе, либо экономически не эффективно в силу, например, высокой платы за подключение, либо неприемлемо по срокам, так как увязывается с глобальными планами реконструкции и развития сетей и централизованной генерации.
В связи с этим всё большее число вновь возводимых или реконструируемых заводов, сред­них и малых предприятий в области промышлен­ного производства и переработки выбирают рас­пределённую генерацию в качестве альтернативы подключению к сетям.

6. Распределённые системы, объединённые в ло­кальную сеть и автоматически управляемые (smart grids), вполне подходят для энергоснабжения ком­плексно застраиваемых микрорайонов и даже го­родов. Часто такое строительство ведётся на но­вых, необустроенных территориях. Распределён­ная генерация позволяет внедрять энергетические мощности постепенно по мере роста потребно­сти - от механизации строительных работ до вво­да в эксплуатацию в соответствии с очерёдностью жилых и инфраструктурных объектов. Таким об­разом, обеспечивается наиболее мягкий и эффек­тивный режим инвестиций, снижаются риски про­стоя работ и объектов, устраняются необоснован­ные затраты в инфраструктуру централизованных энергосистем.

7. Параллельная работа с централизованной энергосистемой. Это наиболее разумный компро­мисс с экономической и технологической точек зрения при решении проблемы дефицита центра­лизованных мощностей. Данный режим функцио­нирования системы снижает уровень необходимо­го резервирования и способствует сглаживанию пиковых нагрузок. Подобные проблемы приходит­ся решать при расширении производства или пере­профилировании объекта, если суточный график потребления энергии неравномерный. Распреде­лённая система может дополнять имеющиеся мощности энергосистемы в момент возникнове­ния пиковых нагрузок. Однако технологически и экономически наиболее эффективно рассчитывать мощности распределённых систем, исходя из мак­симальной величины постоянного потребления, а пиковые нагрузки покрывать за счёт энергосистемы.

8. Использование альтернативного топлива (включая местные различные виды энергоресур­сов). Как правило, альтернативные виды топлива находят применение при решении комплексной за­дачи - улучшения экологической ситуации и удов­летворения собственных потребностей в энергии. Попутный нефтяной газ используется при обуст­ройстве новых нефтяных месторождений, шахт­ный метан - в эффективных системах взрывобезопасности.

Наконец, последняя эффективно развиваю­щаяся новая технология электрических сетей - силовая электроника и создание на её основе управляемых электрических сетей, в которых можно менять количество передаваемой активной и реактивной мощности, поддерживать строго в заданных интервалах уровни напряжений и рас­пределять потоки энергии по различным направ­лениям. Такие технологии требуют разработки вы­сокоэффективных полупроводниковых материа­лов и элементной базы силовой электроники, а также создания относительно дешёвых устройств продольной и поперечной компенсации, управляе­мых реакторов, синхронных компенсаторов, фазоповоротных устройств, (вставок), регуляторов на­пряжения, устройств (вставок) сопряжения линий переменного и постоянного тока или надёжного разделения двух энергосистем. Развитие подоб­ных технологий невозможно без новых дешёвых материалов для сильноточной электроники, на­пример карбида кремния, для перевода тиристорной базы на иной стоимостной уровень.

Все приведённые технологии сделают воз­можным создание в России до 2030 г. новой электроэнергетики, по своим параметрам и ха­рактеристикам не уступающей электроэнерге­тике развитых стран на этот же период времени.

Генерирующие мощности, работающие на газе, к 2030 г. будут представлять собой после за­мены или реконструкции, в основном, парогазо­вые установки мощностью от 70 до 450 МВт с КПД в среднем 52 - 53%. Среди новых парогазо­вых будут использоваться установки единичной мощностью от 325 до 750 - 800 МВт с КПД 55 - 60% и ПГУ меньшей мощности на ТЭЦ. Ши­рокое применение для целей регулирования най­дут ГТУ и сочетание ГТУ с котлом-утилизатором для производства электроэнергии и тепла.

Генерирующие мощности на угле будут пред­ставлять собой установки на сверхкритические и суперкритические параметры пара с КПД от 46 до 55% (в случае качественного высококалорийного угля), установки с котлами с циркулирующим ки­пящим слоем. Будут также осваиваться установки с газификацией угля и энерготехнологические ус­тановки. Общий средний КПД производства электроэнергии на установках, работающих на угле, будет порядка 41%.

В атомной энергетике к 2030 г. в европейской части России будут преобладать серийные блоки АЭС с водо-водяными реакторами (ВВЭР) повы­шенной безопасности большой мощности 1000-1500 МВт с КПД ДО 36% и коэффициентом ис­пользования установленной мощности (КИУМ) до 90%. Кроме того, на Урале будут внедряться се­рийные энергоблоки с реакторами на быстрых нейтронах большой мощности с КПД выше 40% и КИУМ более 90% на урановом и уран-плутоние­вом топливе в замкнутом ядерном топливном цик­ле. На периферии ЕЭС России и в изолированных энергоузлах найдут применение энергоблоки АЭС и АТЭЦ с реакторами ВВЭР (ВБЭР) средней мощ­ности (до 600 МВт) повышенной безопасности. В прибрежных районах Крайнего Севера и Дальнего Востока для энергоснабжения изолированных по­требителей получат распространение плавучие энергоблоки с атомными теплоэлектростанциями малой мощности (до 70 МВт). Высокотемператур­ные модульные ядерные реакторы с газовым охла­ждением будут применяться для промышленного теплоснабжения, для производства водорода, син­тетического жидкого топлива и др.

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

Прирост производства электроэнергии на гид­роэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Восто­ке будет определяться их технико-экономически­ми показателями и конкурентоспособностью с те­пловыми электростанциями на угле с учётом их экологического воздействия на окружающую сре­ду и возможностей покрытия графиков нагрузки. Важное значение будет также иметь возможность достижения мультипликативных эффектов разви­тия этих регионов, связанных с вводом новых гидрогенерирующих мощностей и созданием на их основе кластеров промышленных производств -потребителей энергии ГЭС.

Нетрадиционная энергетика будет развиваться в виде ветровых установок, энергоустановок, ис­пользующих энергию солнца, энергоустановок, использующих энергию биомассы, биогаза, газа, выделяемого отходами производства и потребле­ния на свалках таких отходов, газа, образующего­ся на угольных разработках, геотермальной энер­гии и использования энергии приливов морей и океанов.

Производство тепла б\дет сосредоточено на те­плоэлектроцентралях с уменьшением их роли в теплоснабжении за счёт развития систем когенерации (ГТУ плюс котел-утилизатор) и автономных теплоснабжающих установок. К 2030 г. доля теп­ла, производимого на ТЭЦ в системе централизо­ванного теплоснабжения, уменьшится на несколько процентов. Эту нишу займут ГТУ-ТЭЦ и авто­номные энергоустановки.

     Большое развитие получат установки распре­делённой генерации электроэнергии в виде ГТУ и сочетания ГТУ с котлом-утилизатором, которые будут замещать существующие котельные. Дан­ные установки мощностью от десятков киловатт до 60 - 70 МВт будут выполнять роль как индиви­дуальных средств энергоснабжения, так и источ­ников покрытия переменной части графика на-грузки, увеличивая тем самым КИУМ мощных энергоустановок. В целом доля распределённой ге­нерации к 2030 г. может достичь 10% производства электроэнергии на тепловых электростанциях.

Таким образом, генерирующие мощности в 2030 г. будут состоять из энергоустановок, рабо­тающих на передовых, мирового уровня техноло­гиях, позволяющих проводить их эффективную эксплуатацию. Средний удельный расход условного топлива на 1 кВт∙ч на тепловых электростанци­ях снизится с существующего уровня 333 до 300 г в 2020 г. и до 270 г - в 2030 г.

Развитие основной электрической сети ЕЭС России до 2030 г. должно происходить главным образом путём усиления сети переменного тока. Применение передач постоянного тока должно быть рассмотрено для передачи электроэнергии на дальние расстояния от крупных электростанций, для связи между мощными объединёнными энер­госистемами, а также для развития межгосударст­венных связей в условиях экспорта электроэнер­гии в европейские страны и КНР.

Усиление основной электрической сети пере­менного тока высших напряжений в ЕЭС России должно выполняться на напряжениях 220 (330) - 500 (750) кВ. Использование высшего класса на­пряжения переменного тока (1150 кВ) экономиче­ски может быть оправдано лишь для транзитных электропередач и требует специальных обоснова­ний.

Сеть 750 кВ переменного тока должна продол­жать развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления межсистемных связей ОЭС Севе­ро-Запада с ОЭС Центра, повышения надёжности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне, а также для возможного усиления межгосударст­венных электрических связей с Белоруссией и Ук­раиной.

Линии электропередачи 500 кВ переменного тока должны быть использованы для усиления ос­новных сетей в ОЭС Юга, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей между этими ОЭС.

Сеть 330 кВ переменного тока продолжит вы­полнять системообразующие функции в ряде энергосистем европейской части России (ОЭС Юга, Северо-Запада и Центра, Калининградской энергосистеме) и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Электропередачи 220 кВ в большинстве объ­единённых энергосистем будут выполнять глав­ным образом распределительные функции. На на­пряжении 220 кВ также будет осуществляться вы­дача мощности электростанций для снабжения близлежащих узлов нагрузки. Кроме того, указан­ное напряжение на первом этапе может быть ис­пользовано для объединения автономно работаю­щих энергорайонов  Республики Саха (Якутия) и связи их с ОЭС Сибири, усиления внутрисистем­ных связей в Архангельской энергосистеме, энер­госистеме Республики Коми, а также в изолиро­ванных энергосистемах Сибири и Дальнего Вос­тока (Норильской, Камчатской, Магаданской, Са­халинской).

В системах транспорта и распределения элек­троэнергии в перспективе найдут применение но­вые прогрессивные технологии. Широко будут ис­пользоваться управляемые устройства FACTS и новые высокоэффективные системы управления электрическими сетями. Будут использоваться сверхпроводниковые устройства, в первую оче­редь кабели, накопители, токоограничивающие устройства.

Наряду с широким внедрением новых тех­нологий ключевое значение имеет создание вы­сокоэффективной системы управления элек­троэнергетикой страны, обеспечивающей ми­нимизацию затрат на развитие и функциониро­вание электроэнергетической отрасли.

Идеологией такой системы управления служит целостное (холистическое) управление планирова­нием и функционированием энергосистем, основ­ные принципы которого сводятся к следующему:

должна быть получена эталонная модель, кото­рая соответствует наибольшему общественному благу для всей системы;

·        должны использоваться вероятностные крите­рии надёжности;

·        должны быть разработаны методы распределе­ния затрат и выгод между участниками;

·        должны быть выработаны такие правила для участников, чтобы их инициативы не приводили к решениям, направленным против достижения гло­бальной цели всей системы.

В качестве эталонной модели применяется мо­дель идеального рынка, в которой условия опти­мальности функционирования системы такие же, как при оптимальном централизованном управле­нии. Методология решения задач оптимального управления развитием и функционированием для этого случая была разработана ещё в Советском Сою­зе и широко внедрена в практику управления функ­ционированием и развитием электроэнергетики.

Указанная задача оптимального управления развитием и функционированием электроэнерге­тики как единого целого наиболее просто может быть решена при наличии нескольких крупных или одного субъекта хозяйствования в электроэнергетике, отвечающих за надёжное и экономич­ное энергоснабжение потребителей.

Поэтому необходима консолидация электро­энергетических активов, создание крупных регио­нальных энергокомпаний, отвечающих за надёж­ное и экономичное энергоснабжение регионов и развитие региональных энергосистем, и организа­ция оптимального управления их совместной ра­ботой.

Таким образом, первоочередные задачи, подле­жащие решению в отрасли, заключаются в необхо­димости:

·         разработать и реализовать программу модер­низации и ускоренного развития генерирующих электростанций и электрических сетей на базе пе­редовых технологий;

·        подготовить и внести необходимые поправки в законодательство, обеспечивающие последова­тельное проведение эффективной энергетической политики (по аналогии с законом США об энерге­тической политике 2005 г.);

·        создать национальный технологический центр и научно-технические центры для разработки но­вых прорывных технологий производства, транс­порта и распределения электроэнергии;

·         создать оптимальную структуру управления электроэнергетической отраслью, обеспечиваю­щую минимизацию затрат на её функционирова­ние и развитие;

·         создать систему государственного контроля за обеспечением надёжности системы электроснаб­жения России;

·        разработать и принять систему экономических, административных и законодательных мер по обеспечению энергосбережения и повышения энергоэффективности;

·        разработать новые принципы и укрепить нор­мативно-правовую основу для разработки совре­менной базы технического регулирования в элек­троэнергетике.

Реализация предложенных мер позволит суще­ственно повысить эффективность и надёжность работы электроэнергетики, что характеризуется индикаторами стратегического развития электро­энергетики, представленными в таблице.

При реализации рассмотренных положений ве­личина среднего тарифа по всем категориям по­требителей в целом по всей ЕЭС на уровне 2020 г. составит 6,5 - 7,5 цент/(кВт∙ч), а на уровне 2030 г. - 8 - 9 цент/(кВт∙ч), и это не будет превы­шать уровень средних тарифов в США. При этом экономия условного топлива на тепловых электро­станциях может составить порядка 40 млн. т в 2020 г. и 100 млн. т в 2030 г., из них более 60% со­ставит экономия газа.

Для реализации рассмотренной Концепции мо­дернизации необходимо разработать детальную комплексную программу модернизации электро­энергетики, выстроить приоритеты её выполнения и разработать механизмы её практического осуще­ствления.

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  Волков Э.П., академик РАН, ОАО "Энергетический институт им. Г.М. Кржижановского" (ЭНИН). О концепции модернизации электроэнергетики. Электрические станции, №  9,  2010.– С.5-16.
Материал размещен на www.transform.ru: 26.10.2010 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Rambler's Top100 Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????