Информационный портал  "TRANSFORMаторы"

ИННОВАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА - 21. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ
 

ИННОВАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА - 21. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ

Бушуев В.В., док. техн. наук

 

 
ИННОВАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА - 21. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ

 

 

 

 

      Рассмотрены изменения в технологической базе энерге­тики, сценарии развития мировой энергетики инновацион­ный сценарий развития электроэнергетику России.

      Ключевые слова: электроэнергетика России; ми­ровая электроэнергетика; тенденции развития: инновацион­ные сценарии

 

     Технологии генерации электроэнергии. Техно­логии генерации электроэнергии можно разде­лить на две группы - технологии, достигшие зрелости (для них ожидается инерционное развитие - модер­низация с некоторым улучшением экономических показателей), и технологии, находящие в стадии фор­мирования (для них ожидается быстрый прогресс тех­нико-экономических показателей внедрение иннова­ционных технологических решений).

К технологиям, достигшим зрелости, относятся технологии газовой, ветровой, био- и гидроэнергети­ки, а также тепловых реакторов в атомной энергетике.

В газовой электроэнергетике к 2030 г. капиталь­ные затраты на строительство парогазовых установок с конденсационным циклом снизятся в сопоставимых ценах относительно современного уровня от 690 до 610 долл., к 2050 г. - до 550 долл. за 1 кВт. КПД может возрасти с 57% до 64%.

Развитие наземных ветроэнергетических устано­вок достигло стадии зрелости. К 2030 г. капитальные затраты на их строительство могут быть снижены с со­временного уровня 1500 до 1200 долл., к 2050 г. - до 1000 долл. за 1 кВт. Технологический прогресс свя­зан с увеличением диаметра лопастей, повышением эффективности преобразования энергии, системами управления. Потенциал снижения затрат для морских ветроэнергетических установок существенно выше. К 2030 г. капитальные затраты на их строительство мо­гут быть снижены с современного уровня 2900 до 1800 долл., к 2050 г. - до 1500 долл. за 1 кВт.

Развитие технологий биоэнергетики в перспекти­ве будет медленным. К 2050 г. капитальные затраты на строительство конденсационных электростанций на биомассе составят около 2400 долл. Производство

биогаза требует дополнительных капиталовложений, но позволяет использовать «неудобные» виды сырья и отработанные технологии газовой энергетики.

Развитие гидроэнергетики достигло стадии зрело­сти. Все большую роль в современной системе энер­госнабжения играют микроГЭС мощностью меньше 1 МВт. Приливные и геотермальные электростанции, по-видимому, будут играть существенную роль только в локальных энергосистемах.

В атомной энергетике в настоящее время доми­нируют (90% мощности) реакторы на тепловых ней­тронах 2-го поколения, разработанные в 1970-1980 гг. В перспективе ожидается постепенный переход ми­ровой атомной энергетики на реакторы 3-го, а затем и 4-го поколения. Первые реакторы 3-го поколения уже строятся (американо-японские реакторы АР-1000 - в Китае, европейские PWR - в Финляндии). Реакторы 4-го поколения могут быть разработаны в 2010-2020 гг., а с 2030 г. начнется их активное строительство. Ктехноло- гиям, находящимся в стадии формирования, относят­ся реакторы на быстрых нейтронах, новые технологии угольной электроэнергетики, приливные и другие но­вые гидроэнергетические установки, а также солнеч­ная фотовольтаика.

В угольной электроэнергетике ожидается вне­дрение целого комплекса новых технологий. К 2030 г. КПД энергоблоков на каменном угле может возрасти с 45 до 53%. Перспективы технологического разви­тия угольной отрасли связаны с несколькими направ­лениями: 1) с энергоблоками со сверхкритическими и суперсверхкритическими параметрами пара, 2) с новыми способами сжигания угля (в кипящем слое, в угольной пыли, с внутрицикловой газификацией), 3) с технологиями газификации угля, 4) с улавливанием и захоронением углерода.

Технология сверхкритического парового цикла (SCSC) является коммерческой. В Китае по SCSC стро­ится половина всех новых станций (в 2009 г. - более 60 ГВт). Энергоблоки с суперсверхкритическими па­
раметрами (ССКПП) пока не получили широкого рас­пространения в силу высокой стоимости. Новые спо­собы сжигания угля (в циркулирующем кипящем слое, в угольной пыли, с внутрицикловой газификацией) в настоящее время находятся в стадии опытно-промыш­ленной эксплуатации. После 2020 г. основной техно­логией может стать IGSS (интегрированный цикл ком­плексной газификации угля). Технологии улавливания и захоронения углерода (CCS) ориентированы только на снижение выбросов С02. В настоящее время действует несколько демонстрационных проектов CCS. Промыш­ленные технологии с CCS появятся только после 2020 г. и коммерчески привлекательными они могут стать по­сле 2030 г. Технологическая схема искусственна и весь­ма дорога, поэтому масштабное внедрение CCS не произойдет (отдельные станции в Европе).

К числу важнейших проблем существующих ре­акторов на быстрых нейтронах относятся низкая на­дежность и дороговизна строительства (на 20-24% дороже обычных реакторов). Но их строительство по­зволяет использовать уран-238, составляющий 99,3% природных запасов, в то время как тепловые реакто­ры используют только уран-235 (0,7% запасов). Соз­дание реакторов на быстрых нейтронах имеет смысл только в случае организации замкнутого ядерного то­пливного цикла (ЗЯТЦ). В 2009-2010 гг. интерес к раз­витию РБН резко возрос. В России, занимающей в на­стоящее время лидирующие позиции, строится блок БН-800. Работы в этом направлении начаты или возоб­новлены в Индии, Китае, Францияи Республике Корея и Японии. В рамках создания малых ядерных энерге­тических установок в России в 2010 г. была спущена на воду, а в 2012 г. начнет постоянную работу первая пла­вучая атомная теплоэлектростанция (ПАТЭС) мощно­стью 65 МВт, предназначенная для энергоснабжения удаленных районов Крайнего Севера.

Перспективы гидроэнергетики связаны с беспло­тинными станциями, в том числе с приливными и на­плавными ГЭС, а также с использованием термальной и химической энергии океана. При этом малые ГЭС будут непосредственно сопрягаться с потребителями электроэнергии, создавая вместе с ними общую энер­гопроизводящую и энергопотребляющую системы. Что касается крупных ПЭС, то они тоже могут рабо­тать не на внешнего (как правило, удаленного) потре­бителя, а на производство путем электролиза мор­ской воды водорода с последующим его ожижением и транспортировкой к местам энергопотребления.

Развитие солнечной фотовольтаики (прямого пре­образования солнечной энергии в электроэнергию) в перспективе будет весьма быстрым. К 2030 г. ка­питальные затраты на их строительство могут быть снижены с современного уровня 3700 до 1800 долл., к 2050 г. - до 1000 долл. за 1 кВт. Указанные оценки исходят из оптимистичной оценки технологического прогресса; при более медленных темпах эти показа­тели могут быть существенно выше. Коэффициент обучения (снижение уровня издержек при удвоении мощности) для фотовольтаики в течение последних 35 лет составляет 0,8. Максимальный КПД солнечных батарей в 2008 г. достиг 47% при средних значениях в используемых установках в 10-15%. Среди наиболее перспективных технологических вариантов рассма­триваются тонкопленочная технология, мультиузловая технология, полупроводниковые красители.

В 2000-е годы особенно интенсивный технологи­ческий прогресс имел место в возобновляемой энер­гетике. Для ВИЭ по сравнению с другими типами ге­нерирующих мощностей характерны весьма низкие значения КИУМ (10-20%) по сравнению с атомными энергоблоками (70-95%) и тепловой энергетикой (60- 80%). В 2010-2050 гг. КИУМ ВИЭ будет возрастать в результате оптимизации как работы отдельных уста­новок, так и энергосистемы в целом. Ключевой про­блемой является нестабильность выработки ветровой и солнечной энергетики и несовпадения пиков генера­ции с пиками нагрузки. Эта проблема может быть ре­шена развитием систем накопления энергии. Кроме того, она естественным образом будет смягчаться по мере роста масштабов возобновляемой энергетики и ее географического распространения.

Помимо уже известных способов электрогенера­ции, инновационный подход потребует разработки и освоения прямых способов получения электроэнер­гии из окружающей среды на основе использования накапливающихся зарядов ионосферы, энергии вра­щения земли и других пока малоизвестных технологий трансформации космопланетарной энергии.

Технологические тенденции развития электро­энергетических систем. Переход к энергетическим системам нового поколения будет осуществляться по трем направлениям: 1) создание систем управления энергосистемой («умная энергосистема»), 2) разви­тие технологий дальнего транспорта электроэнергии, 3) развитие технологий накопления электроэнергии в энергосистеме, 4) развитие распределенной генерации.

«Умная сеть». «Умная энергосистема» является обобщением развиваемых в настоящее время тех­нологий «умных сетей» (smart grids) и предполагает управление спросом на энергию. Для этого применя­ются дифференцированные тарифы. В перспективе энергопотребляющее оборудование будет оснащать­ся электронными системами, позволяющими в ре­жиме реального времени управлять уровнем энерго­потребления. Развитие «умных сетей» благоприятно как для возобновляемой энергетики, позволяя под­страивать уровень энергопотребления под динамику генерирования электроэнергии, так и для атомной энергетики, обеспечивая большую равномерность на­грузки, но снизит потребность в маневренных газовых мощностях и гидроаккумулирующих электростанциях. Распространение электромобилей приведет к вырав­ниванию режима нагрузки на электроэнергетическую систему за счет роста потребления в ночные часы, что позволит оптимизировать режим работы энергоси­стем. Внедрение технологии «умных сетей» уменьшит потери в российских электрических сетях, сократит потребность в новых мощностях и капитальных вло­жениях. В США и Европейском союзе развитие «умных сетей» на государственном уровне признано ключе­вой задачей в создании электроэнергетики будущего, причем в развитие соответствующих систем инвести­руется 30-50 млрд долл. в год.

Распределенная энергетика. Развитие распре­деленной генерации предполагает интеграцию энер­гетики в техносферу. Уже сформировался тренд уве­личения производства энергии как побочного продукта других технологических процессов. Развитие ВИЭ в рамках технологий «активного дома» и «активного зда­ния» позволяет использовать потенциал производства энергии непосредственно в зданиях за счет солнечной энергетики, тепловой энергии, отходов и т.п. Развитие распределенной генерации приведет к формированию «виртуальных электростанций» - групп распределен­ных генераторов электроэнергии', находящихся под единым управлением. В перспективе будет происхо­дить трансформация потребителей энергии (промыш­ленных, сервисных и коммунальных) в производите­лей. Наибольший потенциал развития распределенной генерации сосредоточен в развитых странах в связи с высоким технологическим уровнем и постиндустриаль­ным типом экономики. Для этого необходимо решить как технологические проблемы (переход от асимме­тричных сетей к симметричным, где производитель и потребитель могут меняться местами), так и организа­ционные (порядок оплаты энергии, порядок управления энергосистемами). Такой процесс приведет к частич­ной трансформации энергетического рынка из рынка товаров в рынок сначала услуг, а затем и технологий.

Аккумулирование энергии. Технологии накопле­ния электроэнергии в энергосистеме необходимы для повышения эффективности использования мощно­стей и повышения надежности энергоснабжения. На уровне индивидуального потребителя решением могут быть эффективные аккумуляторы большой мощности. Однако создание таких аккумуляторов сталкивается с существенно большими трудностями, чем создание аккумуляторов для электромобилей, поэтому на уров­не энергосистемы такие решения до 2030 г. не появят­ся (в случае технологического прорыва в создании сверхпроводников возможно их появление к 2050 г.). Технологии накопления энергии будут служить не для валового накопления энергии, а для стабилизации режима работы энергосистемы. Косвенные способы накопления электроэнергии на уровне энергосистемы могут быть реализованы путем создания ГАЭС.

Системы передачи электроэнергии. Услож­нение топологии сетей требует согласования фаз и управление мощностью. Гибкие системы передачи на переменном токе (FACTS) появились около 1990 г. В 1998 г. в США создана первая система UPFC (Уни­фицированная система управления энергопотока­ми), позволяющая управлять активной и реактивной мощностью. Пока таких систем в мире единицы. Они особенно важны в больших городах со сложной топо­логией сетей. Для развития передачи электроэнергии важны новые технологии ЛЭП как постоянного тока (HVDC), так и "гибких" управляемых ВЛ переменного тока СВН, а также использование сверхпроводников.

В совокупности указанные выше тренды сводятся к созданию интеллектуальных Единых энергетических систем нового поколения (ЕЭС 2.0) с интеллектуаль­ным управлением от производства до конечного по­требления.

     Сценарии развития мировой электроэнергетики

Анализ тенденций мирового развития показывает, что существует три различных сценария развития ми­ровой энергетики в 2010-2050 гг.: инерционный, стаг­национный и инновационный. Во всех трех сценариях мировое потребление электроэнергии растет к 2050 г. по сравнению с 2030 г. опережающими темпами по отношению к потреблению первичных энергетиче­ских ресурсов - на 78 %, 56 % и 126 % соответственно (рис. 1). Во всех трех сценариях доля развивающихся стран растет с 49% в 2010 году до 63 %, 62 % и 66 % со­ответственно, при этом рост в развитых странах также продолжается. Основные количественные тенденции во всех трех сценариях одинаковы. Быстрее всего сдвиги происходят в инновационном сценарии, мед­леннее всего - в стагнационном. Но сценарии принци­пиально отличаются качественными характеристика­ми развития мировой энергетики.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


Инерционный сценарий развития мировой электроэнергетики. Производство электроэнер­гии на угольных электростанциях к 2030 г. вырастет в 2,05 раза и составит 35,6% общего производства электроэнергии, на газовых электростанциях - в 1,92 раза до 23,7 %, ВИЭ - в 5,54 раза до 16,0% (рис. 2). Максимальные темпы покажут ВИЭ, угольная и газо­вая генерация, а минимальные - мазутная. В инерци­онном сценарии будут реализованы только отдельные элементы «умных сетей», относящиеся к управлению сетевыми и генерирующими мощностями. Технологии управления конечным потреблением электроэнергии не будут массово использоваться. Профиль нагрузки на электроэнергетические системы останется весьма неравномерным. Уровень потерь при транспортиров­ке электроэнергии незначительно снижается по срав­нению с современным уровнем. Как следствие, рост расстояния передачи электроэнергии будет достато­чен только для оптимизации существующих электро­энергетических систем (Европа, Россия, США, Китай), но не для существенной перестройки мировой элек­троэнергетики. Электроэнергетика в инерционном сценарии будет быстро расти в количественном отно­шении, но при этом сравнительно медленно меняться в качественном отношении.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Стагнационный сценарий включает в себя в том числе и экологоориентированный сценарий раз­вития мировой электроэнергетики. Производство электроэнергии на газовых электростанциях к 2030 г. вырастет в 1,65 раза и составит 29,0 % общего произ­водства электроэнергии, производство электроэнер­гии ВИЭ возрастет в 13,1 раза до 26,0 % (без гидроэ­нергетики). При этом производство электроэнергии на атомных электростанциях упадет на 18 %, на угольных электростанциях - на 11% до 20,5 %, на мазутных элек­тростанциях - на 51% до 2,7 %. В стагнационном сце­нарии будут реализованы основные элементы «умных сетей». Распространятся технологии регулирования профиля нагрузки на электроэнергетические систе­мы. Для интеграции нестабильных источников энергии (ВИЭ, распределенная генерация) в энергосистемы будут использоваться косвенные способы накопле­ния электроэнергии на уровне энергосистемы путем создания гидроаккумулирующих электростанций, ма­ховых и других накопителей. После 2030 г. возможно также использование технологической схемы с полу­чением водорода как накопителя энергии за счет элек­троэнергии ВИЭ и ПЭС с его последующим сжиганием.

Инновационный сценарий развития мировой электроэнергетики. Решающую роль в динамике электроэнергетики сыграют атомная и возобновляе­мая энергетика. Производство электроэнергии ВИЭ к 2030 г. вырастет в 16 раз до 26,7% всей выработки, а к 2050 г. - до 48%. Атомная генерация возрастет к 2030 г. в 4 раза, а ее доля достигнет 20 %. Возникнут интеллек­туальные Единые энергетические системы нового по­коления. Технологии «умных сетей» будут реализованы в полном объеме. Уровень потерь при транспортировке электроэнергии снижается по сравнению с современ­ным уровнем за счет развития технологий постоянного тока и использования сверхпроводников. Радикальное расширение возможностей передачи электроэнергии приведет к 2030 г. к формированию Единых энергетических систем Европы, Восточной Азии, Северной Америки, России и сопредельных стран, а также связей между ними. В перспективе к 2050 г. указанный трен приведет к формированию основ Единой электроэнегетической системы Евразии. Расширятся возможности для использования электроэнергии всех виде электростанций, которые по экологическим (АЭС крупные угольные ТЭС) причинам желательно размещать в малонаселенных районах, либо которые опираются на ресурсы, сосредоточенные в малонаселенных районах (многие ГЭС и угольные ТЭС, часть ВИЭ - ветровые и солнечные электростанции). Развитие международной торговли электроэнергией требует решения не только технических, но и организационных (порядок диспетчеризации), экономических (создании международных рынков) и политических проблем. Уровень взаимного доверия стран, связанных поставкам электроэнергии, должен быть весьма высоким.

  Сценарии развития электроэнергетики России

Сценарии развития электроэнергетики Росси опираются, с одной стороны, на рассмотренные выше мировые тенденции развития отрасли, а с другой стороны - на сценарии экономического развития России с учетом также внутренних тенденций и факторов раз вития отрасли.

Сценарий экономического развития России Инновационный сценарий развития энергетики опирается на инновационный сценарий развития экономики. Только на основе инновационного сценария можно обеспечить долгосрочные темпы роста ВВП более 4% в год, структурную перестройку экономики, сближение с развитыми странами по уровню экономического развития. Близок к исчерпанию потенциал экспортно-сырьевой модели экономического роста. Назрела необходимость смены лидера роста в российской экономике и выход на лидирующие позиции высокотехнологичны) отраслей. Для этого необходим целый комплекс ре­форм, касающихся государственного управления бюджетной, промышленной и технологической поли­тики. Принятые в рамках инновационного сценария показатели роста ВВП в России предусматривают рост этого показателя (в России) по сравнению с уровнем 2007 г. к 2030 г. в 3,7-3,8 раза, а к 2050 г. в 6,5-7,5 раз и учитывают наличие высокого потенциала инновацион­ной трансформации экономики России (табл.).

Динамика потребления электроэнергии в Рос­сии. Оценка динамики удельной электроемкости экономики России на период до 2050 г. и спроса на электроэнергию внутри страны показывает, что за 2011-2030 гг. прогнозируется рост производства ВВП России в 3,3 раза при снижении удельной электроемко­сти экономики на 36 % и увеличении спроса на электро­энергию в 1,74 раза. За 2031-2050 гг. ВВП России воз­растет в 2,7 раза, удельная электроемкость снизится на 41 %, а спрос на электроэнергию увеличится в 1,5 раза. В перспективе в 2010-2050 гг. следует ожидать даль­нейшего роста спроса на электроэнергию в России.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 


  

 

 

 

 

 

 

 

   

 

  

 

 

 

   

     В силу структурных трансформаций экономики и разви­тия энергосбережения темпы роста спроса на электро­энергию будут в период 2030-2050 гг. ниже ретроспек­тивных (не считая кризиса 2008-2010 гг.) и ниже, чем в 2010-2030 гг. по ЭС-2030 (в среднем 2-2,1 % в год вме­сто 2,5-3,7% в период 2001-2009 гг.). Таким образом, инновационный сценарий развития экономики за счет быстрого повышения энергоэффективности (включая как энергосбережение, так и повышение конечного продукта, создаваемого при использовании электро­энергии) обеспечивает умеренный рост потребления электроэнергии при быстром росте экономики.

Динамика необходимой установленной мощно­сти электростанций. При расчетах необходимых мощ­ностей учтены, помимо покрытия внутреннего спроса (включая пиковые нагрузки), также экспорт электро­энергии, необходимый резерв мощности, ограничения использования мощности. Число часов использования максимума нагрузки по России в 2009 г.составило 6300 часов в год. Пиковая нагрузка составила 150 ГВт. Наи­менее плотными графики электрических нагрузок явля­ются в европейской части страны и на Урале, наиболее заполненными - в Сибири. Среднегодовое использова­ние максимума нагрузок в рассматриваемый период не будет существенно меняться. Величины нормируемого расчетного резерва мощности по ЕЭС и ОЭС России определены в соответствии с Методическими рекомен­дациями по проектированию развития энергосистем и составляют 12-22 % от максимума нагрузки. Ограниче­ния мощности электростанций с учетом возможностей сетей составляют до 10% от установленной мощности.

Структура производства электроэнергии транс­формируется главным образом в сторону роста доли АЭС с 15,8 % в 2007 г. до 22,5 % в 2050 г. при некотором снижении доли ТЭС (с 66,6 до 62-63 %), а также ГЭС и пр. (с 17,6 до 14-16%). Объем производства электро­энергии на электростанциях, не использующих орга­ническое топливо, возрастает с 340 млрд кВт-ч в 2007 г. до 1055 млрд кВт-ч.

В части тепловых электростанций на газовом топли­ве будут доминировать парогазовые блочные установ­ки единичной мощности от 70 до 750-800 МВт с КПД соответственно от 52-53 до 55-60 %, оборудованные системами резервирования топливоснабжения. Широ­кое применение для целей регулирования найдут ГТУ и сочетания 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, котлами с «низкотемпературным вих­рем», а также будут осваиваться установки с газифика­цией угля и энерготехнологические установки. Общий средний КПД производства электроэнергии на угле со­ставит 41 %. Эти инновационные трансформации при­ведут к снижению удельного расхода топлива на отпуск электроэнергии с 330 г у.т. на 1 кВт-ч в настоящее время до 270 - в 2030 г. и до 250 - в 2050 г. соответственно.

В атомной энергетике к 2030 г. в европейской ча­сти России будут преобладать серийные блоки АЭС с водо-водяными реакторами (ВВЭР) мощностью 1000- 1500 МВт с КПД до 36 % и КИУМ до 90 % на урановом и уран-плутониевом топливе в замкнутом ядерном топливном цикле. После 2030 г. все большую долю в структуре АЭС будут занимать реакторы на быстрых нейтронах. 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.

Производство электроэнергии ВИЭ будет связано с географией экономически эффективного потенциа­ла соответствующих первичных энергоресурсов, в том числе: солнечной и биоэнергии преимущественно в южных районах страны; ветровой - в зонах стабильных ветров со скоростью свыше 8-10 м/сек., в том числе на Дальнем Востоке, на Севере страны, в районе Ново­российска и др.; геотермальной - в районах Дальнего Востока, в Прикавказской зоне, Юго-Западной Сибири и др.; приливной - в районах с большими диапазонами приливных уровней морей (Дальний Восток, Крайний Север); низкопотенциальное тепло -повсеместно.

В европейской части страны при развитии базовых мощностей АЭС имеют приоритет по сравнению с ТЭС, работающими на привозном органическом топливе. Необходимо серийное строительство АЭС с реактора­ми на быстрых нейтронах и комплексов по вторичной переработке ядерного горючего, а также развитие ра­бот по разведке запасов и добыче природного урана. Развитие ТЭС на органическом топливе в этих регионах должно осуществляться на газе в дополнение к АЭС в базовом режиме и в полупиковом режиме со строитель­ством парогазовых энергоблоков как на новых ТЭС, так и взамен паросиловых установок. Для удовлетворения потребности в пиковых мощностях предусматривается наряду с использованием ГЭС и ГАЭС строительство газотурбинных генерирующих агрегатов.

На Урале и в Сибири перспектива развития ТЭС ориентирована на угли Кузбасса, КАТЭКа и Забай­калья. ТЭС Дальневосточного федерального округа также будут использовать угольное топливо за ис­ключением отдельных городских ТЭС, для топливос­набжения которых предусматривается применить сахалинский и якутский газ. В Сибирском и в Дальне­восточном регионах, богатых гидроресурсами, будет продолжаться развитие гидроэнергетики в основном в качестве полупикового и пикового источника энер­гии. Конкурентоспособность АЭС в Сибири и на Даль­нем Востоке в условиях наличия здесь крупных за­пасов дешевых углей и перспектив разработки новых месторождений газа маловероятна.

Необходимый ввод мощности электростан­ций. Несмотря на снижение темпов роста спроса на электроэнергию, потребность ввода в действие новых электроэнергетических мощностей резко возрастает, что связано с имеющим место двадцатилетним про­валом инвестирования в отрасль и неотвратимым вы­бытием изношенных агрегатов: 56 % всех электростан­ций эксплуатируются уже более 30 лет. В результате при среднегодовом вводе новых мощностей за период 1992-2009 гг. менее 2 ГВт необходимо будет довести его с учетом замены изношенных мощностей в 2011- 2020 гг. до 7 ГВт в год, в 2021 -2030 гг. - до 14 ГВт в год и в 2031-2040 гг. - до 13 ГВт. Размеры необходимых вво­дов мощностей для надежного энергоснабжения стра­ны при прогнозируемых темпах ее экономического раз­вития очень велики, особенно в период 2021-2030 гг., когда одновременно возникает пик выбытия старых мощностей и прогнозируются высокие темпы роста экономики и спроса на электроэнергию. В этот период средние годовые объемы необходимых вводов новых мощностей беспрецедентны и превышают в 1,5 раза объемы вводов в лучшие годы энергетики СССР. Реше­ние этой задачи требует разработки государственной программы осуществления ввода в стране новых энер­гетических мощностей, так как сложившаяся ситуация является угрозой энергетической безопасности страны

Развитие единой энергосистемы России и электрических сетей. В 2010-2050 гг. в России под воздействием мировых технологических трендов ожи­дается формирование единой электроэнергетической системы нового поколения на основе технологий «ум­ных сетей» с развитием возобновляемой энергети­ки. Базовый принцип стратегии развития ЕЭС России предусматривает, что ОЭС до 2050 г. строятся преиму­щественно как сбалансированные по производству и потреблению энергии. Обмен электроэнергией между ними осуществляется для целей реализации преиму­ществ совместной работы энергосистем и касается преимущественно пиковых нагрузок. Основной транзит электроэнергии будет реализовываться по направле­нию Сибирь - Урал - Европейская часть России. Необ­ходимо на новых организационных и технологических решениях вернуться к созданию Единой евроазиат­ской электроэнергетической системы, начало которой могут составить 2-3 ВЛ 1150кВ из районов восточной Сибири в район Поволжья. В частности, это может быть реконструкция ВЛ 1150 кВ КАТЭК - Барнаул - Омск - Челябинск, а также северная цепь ВЛ 1150 кВ Турухан- ская ГЭС - Ново-Уренгойская ГРЭС (на низконапорном газе) - Полярный Урал - Воркутинская ГРЭС (на угле) с выходом на северное Поволжье. Нельзя сбрасывать и будущую необходимость электрической связи Си­бири, с одной стороны, с энергосистемами Китая, а с другой - с ГЭС Средней Азии с возможным выходом в Пакистан и Индию.

     В таких протяженных и межконтинентальных ВЛ СВН будут широко использоваться управляемые устройства (управляемые шунтирующие реакторы, тиристорные статические компенсаторы, продольная емкостная компенсация, объединенные регуляторы перетока мощности, фазоповоротные устройства, СТАТКОМы, устройства асинхронной связи - передачи и вставки постоянного тока, электромеханические преобразова­тели, накопители электрической энергии) и новые вы­сокоэффективные системы управления электрически­ми сетями. Будут использоваться сверхпроводниковые устройства, в первую очередь, кабели, накопители, токоограничивающие устройства. Будет создан общий электроэнергетический рынок стран СНГ и общее ры­ночное электроэнергетическое пространство с ЕС и другими странами на Евразийском континенте.

Заключение

    В 2010-2030 гг. и особенно в 2030-2050 гг. ми­ровая, а вслед за ней российская энергетика (а может быть мы и поменяемся местами), претер­пят радикальные изменения. Во-первых, изме­нится структура генерирующих мощностей за счет быстрого роста доли возобновляемой энергетики и быстрого прогресса соответствующих техноло­гий. Во-вторых, радикально изменятся принципы организации электроэнергетических систем за счет перехода к «умной энергетике» и создания электроэнергетических систем нового поколения. Динамика российской электроэнергетики должна будет соответствовать как новым технологиче­ским трендам, так и задачам надежного энерго­обеспечения страны. Существуют значительные риски как количественной нехватки мощностей, так и в особенности качественного отставания российской электроэнергетики от других стран. Для решения этих проблем необходима целостная стратегия развития отрасли.

     Литература

1.  Энергетическая стратегия России на период до 2030 г., ГУ ИЭС, ОАЦ «Энергия», 2010.

2.  Дорожная карта развития электроэнергетики России на период до 2030 г.Отчет подгруппы под руководством ака­демика Э.П. Волкова рабочей группы по разработке ЭС-2030

3.  Бушуев В.В., Троицкий А.А. «Энергетика 2050 г.», Мо­сква: ОАЦ «Энергия», 2007.

4.  Генеральная схема размещения объектов электроэ­нергетики России на период до 2020 г. с учетом перспективы до 2030 г. (май 2010 г.) АПБЭ,

5.  Оценка потребности в электроэнергии по федераль­ным округам России на период до 2020 г. и 2030 г. Отчет ИЭС 2009 г. ( Ю.М. Коган).

6.  Прогнозные и отчетные данные Минэкономразвития России, Минэнерго России, Росстата, электроэнергетиче­ских компаний.

7.  BP Statistical Review of World Energy 2010. BP Statistical Review of World Energy. - London: British Petroleum, 2009.

8.  Energy Technology Perspectives. IEA2006, 2008, 2010.

9.  Global Trends in Sustainable Energy Investment 2009. Bloomberg New Energy Finance, 2010.

10.  Key World Energy Statistics. IEA, 2009.

11.  Renewables Global Status Report 2009. RNE21, 2010.

12.  Role and Potential of Renewable Energy and Energy Ef­ficiency for Global Energy Supply. Stuttgart, Berlin, Utrecht, Wup- pertal, 2009.

13. World Energy Outlook 2010. IEA, 2010.

14. World Nuclear Association Market Report 2009. WNA, 2010.

15. World Nuclear Industry Status Report 2009. MIT, 2010.

 

 

 

 

 
 
Полное содержание статьи Вы можете найти в первоисточнике
Источник:  ©  БУШУЕВ В.В.,докт. техн. наук. ИННОВАЦИОННАЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА - 21. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ТЕНДЕНЦИИ РАЗВИТИЯ ЭНЕРГЕТИКИ. Электро, №  3,  2011.– С.2-8.
Материал размещен на www.transform.ru: 12.09.2011 г.
 

 

Перейти в форум для обсуждения

  ©  TRANSFORMаторы 2004—2010


Рейтинг@Mail.ru Яндекс.Метрика ??????????? ????