доля всех этих типов электроэнергетических систем в России не превысит 1.5-2%.
Безусловно, нужно строить геотермальные электростанции в таких регионах, как Дальний Восток и Кавказ. Но в ближайшие десятилетия их вклад в энергетику страны, наверняка, не превысит 1%. Существенно более эффективна геотермика в теплообеспечении.
Развитие модной "водородной энергетики" может быть экономически оправдано, только если водород получать за счёт большого избытка ночной энергомощности, скорее всего, атомных станций, хранить его в газовом состоянии, а затем сжигать в парогазовых установках в период пиковых нагрузок. И тем не менее "водородная энергетика" достаточно дорогая, и её заметное применение (просто окупаемость) в нашей стране в ближайшие десятилетия мало реально. Однако соответствующие подготовительные работы (ко второй половине XXI в.) нужны. Существенное использование водородных топливных элементов в энергетике в ближайшие 20-30 лет также практически исключено из-за высокой цены и больших габаритов.
Мощность энергетики России уже сегодня не может надёжно обеспечить ни требующегося роста промышленности, ни увеличивающихся потребностей жилищного хозяйства. Надо иметь в виду, что из 216 ГВт установленной мощности электростанций около 30 ГВт находятся в изолированных регионах, около 15-20 ГВт - в ремонте или в стадии модернизации (парк выработавшего ресурс оборудования около 60%). В 2005 г. при пиковом потреблении 150 ГВт резерв мощности не превышал 10%, а зимой 2006 г. был ещё меньше. Ведь если даже ресурс оборудования составляет 50 лет, надо бы ежегодно менять не менее 4 ГВт мощностей, а за последние 15 лет менялось ежегодно менее 1 ГВт. Именно поэтому у нас не только физически и технологически устаревает всё оборудование, но и практически все регионы страны становятся энергонедостаточными (кроме Средней Волги). Особенно ярко это видно на примерах Москвы, Санкт-Петербурга, Северного Кавказа, Тюмени.
Требуется государственная программа обеспечения электропотребления страны. Надежды на инвесторов невелики из-за длительного цикла окупаемости. Даже лучшие из небольших, быстро вводимых в работу электростанций окупаются не менее чем через 4-5 лет. Большие же станции при современных ценах на электроэнергию, газ, оборудование и строительство (надо учитывать и посредников - это ещё одна наша беда) окупятся не ранее чем через 20-30 лет.
Энергетическое оборудование в нашей стране по идеологии и возрасту крайне устарело. КПД даже лучших, используемых в России уже более
30 лет паровых турбин всего 36-38%, а доля современных парогазовых установок, обеспечивающих КПД 52-60%, в энергетическом оборудовании составляет около 1%. Соответственно, в 1.5 раза мы расходуем больше топлива и выбрасываем в атмосферу больше продуктов сгорания. В принципе следовало бы запретить строительство новых станций на газе, использующих паровые турбины. Турбинное оборудование гидростанций также может быть сегодня существенно улучшено.
Значительно меньшие, чем в Европе, цены на газ и электроэнергию в России не стимулировали интерес к повышению энергоэффективности на всех участках - от технического уровня энергопроизводящего оборудования, систем преобразования, регулирования и передачи энергии до разного рода производственных процессов в промышленности, теплоэффективности строительства, освещения и т.д. Именно поэтому энергоэффективность нашего валового продукта в 3-4 раза хуже, чем в развитых странах.
Особо надо отметить проблему топлива. Большая доля газа в электроэнергетике России сейчас экономически целесообразна. Газ - лучшее по экологии, эксплуатации и цене (у нас) топливо. Нефтепродукты, и прежде всего мазут, не только дороже и хуже по экологическим характеристикам, но они - основной продукт для выработки транспортного топлива - бензина, дизельного топлива и авиакеросина. Развитие транспорта требует сокращения их доли в энергетике, что и происходит. Однако ещё долго мазут будет резервным топливом для старого оборудования электростанций.
В перспективе, особенно для сибирских регионов, роль угля в энергетике должна возрастать. Однако необходимо внедрять совершенно новые технологии его сжигания (вихрециркуляционные и др.), переработку в синтез-газ для транспорта, очистку выхлопных газов от вредных продуктов. Всё это поднимает цену создания угольных ТЭС и сдерживает применение угля в энергетике России. Но опять-таки в 30-50-летней перспективе активная подготовка к развитию угольных ТЭС неизбежна.
Для центральной части России и больших городов всё острее становится необходимость широкого использования в качестве топлива бытовых и производственных отходов. Эта проблема активно разрабатывается в Европе, например в Финляндии доля такого топлива достигает почти 20%. У нас ею серьёзно пока не занимаются.
Рассматривая пути развития отечественной электроэнергетики в ближайшие десятилетия, необходимо учитывать очень много факторов, в большинстве своём не всегда надёжно прогнози-
руемых. Из них принципиально решающими являются:
• реально необходимый стране рост выработки электроэнергии во времени, надежно обеспечивающий её жизнь и развитие;
• гарантированное обеспечение и экономическая выгода от нужного стране в энергетике соотношения типов топлива на достаточно длительную перспективу (не менее 40-50 лет);
• реальные затраты на ввод в строй новых электростанций того или иного типа, их эксплуатацию, вывод из эксплуатации (в первую очередь АЭС), а также затраты на модернизацию оборудования работающих станций;
• эффективность (топливная и экологическая) и надёжность конкретного энергетического оборудования и систем передачи и регулирования электроэнергии.
Именно эти факторы следует прежде всего оценить, анализируя пути развития энергетики. Начну с потребностей в электроэнергии в ближайшие 20-30 лет.
В России за последние годы уже разработаны четыре варианта Энергетической стратегии до 2020 г., в которых прогнозируемый рост выработки электроэнергии последовательно снижался с 1600 до 1200 ТВт/ч. (В 2005 г. энергопотребление в России составило 940 ТВт/ч.) Очевидно, что такой прогноз связан с отсутствием надежд на заметный рост машиностроения и жилищно-бы-товых потребностей. Между тем обстановка в жилищно-коммунальном хозяйстве изменилась, и возник определённый рост потребления электроэнергии. В результате последних решений Президента России следует ожидать и роста мощности энергосистемы.
В Китае за 20 лет планируется увеличить мощности с 550 до 950 ГВт (на 72%). При этом только за последние два года в стране введено более 100 ГВт, то есть почти половина установленной мощности энергетики России. В США также за 20 лет планируется прирост с 980 до 1460 ГВт (на 47%). Кстати, в энергетике США доля АЭС составляет 20%, ТЭС на газе - 18%, ТЭС на угле -50%, гидростанций - 7%. Очевидно, что и в России сегодня следует думать о росте мощности не на 30%, как в стратегии, разработанной в 2005 г., а вероятно, также на 45-50%, иначе наша страна не сохранится как индустриальная и культурная держава, то есть суммарная мощность электроэнергетики через 20-30 лет должна быть не менее 320-350 ГВт.
Что касается типов энергоустановок и топлив для России, то из экономических соображений, а также соображений надёжности целесообразно поддерживать в ближайшие 30-40 лет следующее соотношение по выработке электроэнергии: ТЭС -около 60%, ГЭС и АЭС - по 20%. В ближайшие
20 лет следовало бы ввести не менее 8-10 ГВт мощностей ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, где низкая стоимость земли и необходимо обеспечить работой население. В эти же годы желательно заметно увеличить (в 1.5-1.8 раза) мощности имеющихся атомных центров в европейской части страны, построив шесть-восемь новых мощных блоков, а также две-три АЭС в Сибири и на Дальнем Востоке и создав ряд плавучих небольших АЭС для Крайнего Севера (и на экспорт). Нужно продолжить модернизацию ТЭЦ на газе (по экологическим условиям) в крупных городах, но одновременно принять жёсткие меры по экономии газа за счёт использования парогазовых установок вместо паровых турбин. Простая замена сегодняшних паровых турбин в РАО "ЕЭС России" на парогазовые установки даст прирост 70-80 ГВт (более 30% мощности всей системы страны) при тех же затратах газа. Замена паровых турбин на отечественные парогазовые установки обеспечит (что очень важно для страны) также развитие высокотехнологичной промышленности для производства тех же установок, новых материалов, станков, разного рода аппаратуры и приборов, средств автоматизации и др. Для промышленности потребуются конструкторские и исследовательские центры, квалифицированные кадры, подготовкой которых займутся вузы. Это чрезвычайно важно для сохранения России как интеллектуальной страны.
Надо особо подчеркнуть, что в России именно газ ещё ряд десятилетий будет основным топливом для энергетики. Во-первых, его запасы велики, во-вторых, хотя транспортировка газа дорогая, хранение его недорогое (в сравнении с хранением электроэнергии). Следовало бы рассмотреть возможность создания около газохранилищ пиковых электростанций с парогазовыми установками для суточного регулирования мощности, как сегодня регулируется мощность ГЭС, или газохранилищ при крупных ТЭС.
Очень важно при этом ограничиться на всех новых электростанциях небольшой номенклатурой (типажом) оборудования, ибо увеличение серийности резко снижает цену самого оборудования, его ремонт, удешевляет обслуживание и повышает надёжность. Необходимо строить новые электростанции, однако на возведение каждой нужно не менее 5-7 лет. Даже замена паровой турбины на парогазовую установку требует не менее 2.5-3 лет. Однако мощность электростанций уже недостаточна. Где же реальный выход?
В начале 1960-х годов в России была введена в строй первая в мире двухвальная газовая турбина мощностью 100 МВт, созданная на Ленинградском металлическом заводе. Но такие турбины практически не нашли применения, и до сих пор в энергетике используются преимущественно па-
Таблица 1. Удельная стоимость российских парогазовых установок и ТЭЦ с газотурбинной установкой (ГТУ - ТЭЦ)
Для дальнейшего прочтения статьи необходимо приобрести полный текст. Статьи высылаются в формате PDF на указанную при оплате почту. Время доставки составляет менее 10 минут. Стоимость одной статьи — 150 рублей.