Историяэнергетикироссии. Анализ структуры современной электроэнергетики История развития электростанции транспорт и распределение электроэнергии

Прогнозный документ «Целевое видение развития электроэнергетики России на период до 2030 г.» был разработан в конце 2006 г. под руководством академика РАН А.Е. Шейндлина ведущими институтами энергетического профиля РАН с привлечением в индивидуальном порядке ряда академиков и других специалистов РАН и иных организаций страны в области энергетики.

Работа выполнена по заказу РАО ЕЭС России, тем не менее она содержит независимые оценки состояния и перспектив развития энергетики страны. Любой прогнозный документ в области развития энергетики на длительный период должен базироваться на анализе, прогнозах и целях развития страны в целом. К сожалению, сегодня в России отсутствует внятно сформулированная экономическая установка, и сиюминутные частные, корпоративные и (реже) государственные интересы доминируют над долгосрочными.

Ввиду неизбежной в этих условиях неопределенности в принятых посылках прогнозы развития страны возможны лишь в сценарных вариантах.

В соответствии с техническим заданием РАО ЕЭС России в качестве таких вариантов были взяты: выработка электроэнергии в размере 2000 и 3000 млрд кВт ч в год. Последующий анализ показал, что выработка электроэнергии в объеме 3000 млрд кВт ч в год на этот период является избыточной, не обеспеченной в должной мере ни кадровыми, ни экономическими ресурсами. Поэтому материалы «Целевого видения» ориентируются прежде всего на достижение в 2030 г. производства около 2000 млрд кВт ч.

Богатые энергетические ресурсы страны и высокий производственный потенциал , созданный во второй половине ХХ века, благоприятствуют обеспечению достаточно высокого уровня энергетической безопасности страны. Однако, с начала 90-х годов лавинообразно нарастает процесс морального и физического старения оборудования тепловой, атомной и гидроэнергетики, электрических сетей, диспетчерского и технологического управления. Выработала проектный ресурс половина мощности ТЭС, значительная часть оборудования электрических сетей, снизилась эффективность использования топлива на ТЭС, она существенно ниже, чем на современных парогазовых и паросиловых установках.

В последние годы в ряде крупных регионов, прежде всего в мегаполисах, интенсивно нарастает дефицит электроэнергии и мощности в связи с ростом потребления в них электроэнергии, наблюдается снижение резерва генерирующих мощностей, пропускной способности электрических сетей и уровня системной надежности ЕЭС России в целом. Не удовлетворяется спрос потребителей. Нарастает число отказов в присоединении к сетям. В период низких зимних температур резервы мощности в Европейской части страны и на Урале уменьшаются в несколько раз и не соответствуют нормативным. Экономика и население страны предельно зависимы от надежности поставок газа из Тюменского региона.

Топливный баланс ТЭС, в котором доля газа в европейских энергосистемах превышает 80 %, в зимнее время, в периоды сильных похолоданий не обеспечен с должной надежностью прежде всего из-за ограничений, вводимых Газпромом. Ключевой задачей ослабления зависимости электроснабжения Европейской части России от поставок природного газа является повышение использования угля, что требует анализа и обоснования оптимального соотношения и способов транспорта первичных энергоресурсов и электроэнергии из Сибири.

Распределение мощностей действующих и в ЕЭС России носит асимметричный характер: практически все 23,2 ГВт сосредоточены в Европейской части страны, а из 45,6 ГВт мощности всех в Сибири и на Дальнем Востоке находятся 26,9 ГВт, что препятствует их эффективному использованию и не обеспечивает требуемую маневренность в Европейской части ЕЭС. Отсутствие электрических связей большой пропускной способности между Европейской и Восточно-Сибирской частями ЕЭС не позволяет оптимизировать режимы работы и говорит о незавершенности инфраструктуры ЕЭС.

Потери электроэнергии по отрасли в целом превысили 107 млрд кВт ч или около 13 % от отпуска электроэнергии в сеть. Их технологическая составляющая около 70 %, более 28 % - коммерческие потери. Таким образом, к новому этапу своего развития энергетика России приходит достаточно изношенной,недостаточно сбалансированной, во многих отношениях технологически отсталой и несамообеспеченной.

Выполненный анализ показал, что уровень ВВП, на который реально следует ориентироваться при разработке экономических прогнозов до 2030 г., составляет около 35000 долл./(чел. год) в ценах 2000 г., что близко к сегодняшнему верхнему уровню передовых промышленно развитых стран (так называемого «золотого миллиарда»). Сегодня экономика страны всецело опирается на сырьевые отрасли и критически зависит от их экспорта при почти полной утрате за последние 15 лет не только конкурентоспособности, но и в ряде отраслей самой возможности производства высокотехнологичной, наукоемкой продукции, в том числе в энергомашиностроительной, электротехнической, приборостроительной областях, электронике и двигателестроении.

В долгосрочном плане для России, как и для любой другой страны, это бесперспективный путь, ведущий к технологической деградации, потере экономической, а затем и политической независимости. Эта тенденция должна быть грамотно и решительно пресечена, прежде всего, из стратегических соображений, несмотря на неизбежное сопротивление сегодняшней экономической «элиты» страны и давление Запада. Стратегически целесообразно сохранение экспорта лишь в объемах, обеспечивающих внутренние инвестиционные потребности страны. Рост ВВП и удержание экспорта энергоресурсов на уровне, обеспечивающем внутренние инвестиционные потребности, невозможны без активной, направляемой и жестко контролируемой государством энергосберегающей политики как в области производства, так и, в первую очередь, потребления энергоресурсов.

Тем самым эффективное развитие энергетики и активное энергосбережение являются неотделимыми компонентами единого процесса. В 1998 -1999 гг. энергоемкость ВВП России превышала средние общемировые показатели в 3,15 раза, а развитых стран - в 3,5-3,7 раза. За период 20002005 гг. энергоемкость российского ВВП уменьшилась на 21,4 %, а электроемкость - на 19,6 %. Сценарием «2000» предусматривается за счет структурной перестройки экономики компенсировать до 65 % необходимого прироста энергопотребления и около 60 % электропотребления. Наряду с использованием структурного фактора в соответствии с ранее принятыми программными документами по энергосбережению должны быть реализованы организационные и технологические меры по экономии топлива и энергии.

Как известно, сравнительно холодные страны (Норвегия, Финляндия, Канада), страны, имеющие протяженные территории (Канада, США, Австралия), и страны, затрачивающие много энергии на транспорт ТЭР (США), имеют в 1,7-2,3 раза более высокий индекс удельного энергопотребления ВВП, чем Европейские страны и Япония. Учитывая неблагоприятные географические условия России (климат, протяженность территории), даже при самых энергичных усилиях в области энергосбережения и структурных преобразований экономики вряд ли осуществимо желание выйти в 2030 г. на уровень удельного энергопотребления ниже 0,35 т у.т./1000 долл. ВВП. (Заметим, что уровень США и Канады 2000 г. - 0,33 и 0,45 т у.т./1000 долл. ВВП, соответственно.) Ввиду предстоящего резкого сокращения численности трудоспособного населения требуемый рост ВВП может быть обеспечен лишь при резком увеличении производительности труда, обеспечиваемом достаточно высоким электропотреблением на уровне 0,32 -0,34 кВт ч/долл. ВВП, что будет соответствовать выходу к 2030 г. на уровень ВВП в 35000-37000 долл./(чел. год) в ценах 2000 г. с потребной выработкой электроэнергии около 1800-2000 млрд кВт ч/год. Возможность подобного среднего роста ВВП на уровне 5,9-6 % в год в течение 25 лет представляется достаточно сложной задачей, а указанные цифры предельными и трудно достижимыми.

Совокупные показатели развития производства электрической и тепловой энергии приведены на рис. 1 и в табл. 1. Отметим, что прирост отпуска тепловой энергии существенно меньше прироста выработки электроэнергии. Несмотря на существенно отличающиеся темпы экономического и социального развития отдельных регионов (в известной степени совпадающих с Федеральными округами), соотношения вкладов этих укрупненных регионов в производство и потребление ВВП, а также генерацию электроэнергии не претерпит радикальных изменений. Современные наукоемкие производства будут развиваться более интенсивно в Европейской части страны, а энергоемкие и сырьевые отрасли - в Сибири. Суммарная мощность электростанций страны, необходимая для выработки 2000 млрд кВт ч в 2030 г., составляет 370-380 ГВт, из которых около 70 ГВт должны быть установлены на и примерно столько же на ГЭС. Из 2000 млрд кВт ч электроэнергии 530-550 млрд кВт ч должны быть выработаны на (27 %), 250 млрд кВт ч на (12-13 %), остальные на ТЭС (рис. 2). Вклад электростанций, использующих , будет невелик, хотя их роль в автономном энергоснабжении существенно возрастет.

Согласно прогнозу структуры топливного баланса электроэнергетики в 2030 г,. для обеспечения необходимой выработки электроэнергии на ТЭС потребуется 340-360 млн т у.т. органического топлива. При этом развитие атомной энергетики приобретает исключительно важную роль для замыкания топливного баланса Европейской части страны; столь же высока роль гидроэнергетики для Сибири и Дальнего Востока. Фактически Европейская часть страны и Урал являются и будут оставаться остродефицитными в отношении снабжения топливом регионами, положение которых в условиях рыночной экономики мало отличается от большинства Европейских стран. Наличие ограничений на поставки природного газа для нужд энергетики предопределяет возрастание доли угля в топливном балансе электростанций (до 29 % в 2030 г.). Запасы органического топлива в России в целом достаточно велики.

Мы еще не вышли за рамки их начального использования. Однако уже примерно к 2012 г. по нефти и к 2015-2020 гг. по газу обязателен ввод новых месторождений (расположенных в менее доступных районах и экономически менее выгодных). Объем геологоразведочных работ на нефть и газ должен быть резко увеличен. В Европейской части страны нужно обратить внимание на целесообразность использования многочисленных источников местного топлива (сланцы, местные угли, малые газовые месторождения). Важно подчеркнуть, что из-за инерционности вводов необходимых мощностей на и и неподготовленности к быстрому вводу высокоэффективных угольных ТЭС до 2010 г. для преодоления сегодняшних дефицитов в поставке электроэнергии чрезвычайно важен форсированный ввод ПГУ и соответственно некоторое увеличение поставок газа энергетике. При оценке развития атомной энергетики учитывалась возможность продления ресурса существующих до 45 лет. При этом в 2030 г. из числа действующих сегодня 23 ГВт мощности в эксплуатации останутся 10 ГВт. Подавляющее большинство новых станций необходимо построить в Европейской части страны. Суммарная мощность достигнет ~ 70 ГВт.

Начиная с 2012 г. на смену реакторам ВВЭР -1000 придут модифицированные реакторы мощностью около 1240 МВт (так называемый проект АЭС-2006), а еще через несколько лет - реакторы ВВЭР -1500 -1600. Для размещения новых мощностей целесообразно использовать намеченные в 80-е годы площадки. Для обеспечения более полной загрузки (увеличения КИУМ) их строительство целесообразно сопровождать вводом гидроаккумулирующих станций, возможные площадки размещения которых сегодня известны. Мощности к 2030 г. должны быть увеличены примерно в 1,5 раза и достигнуть уровня 65 ГВт (в том числе после соответствующей реконструкции сохранятся примерно 46 ГВт на действующих ГЭС). Практически весь ввод новых мощностей должен произойти в Сибирском и Дальневосточном регионах. В Европейской части, где потенциал гидроэнергетики в известной мере исчерпан, будут построены каскады сравнительно малой мощности на Кавказе и в Карелии.

Для электроснабжения Европейской части намечается сооружение Туруханской (Эвенкийской) на реке Нижняя Тунгуска мощностью до 12 ГВт, связанной линией постоянного тока 750 кВ с сетью Европейской части страны. Всего предполагается довести передачу в Европейскую часть по двум ЛЭП до 120 млрд кВт ч электроэнергии. Крупные должны быть построены на Ангаре и в Бурятско-Читинском регионе для обеспечения энергоемких производств региона и частично экспорта. Необходимо масштабное строительство гидроаккумулирующих станций в Европейской части общей мощностью около 10 ГВт (3-4 ГВт в ближайшей перспективе), которые обеспечат экономичное суточное регулирование нагрузки в сети и будут способствовать работе атомных станций в базовом режиме.

Сегодня тепловые электростанции играют доминирующую роль в производстве электроэнергии в стране. Их мощность приближается к 140 ГВт, из которых более 95 ГВт приходится на установки, работающие на природном газе, и примерно 45 ГВт на установки, использующие твердое топливо. Характерен, как результат последовательно осуществлявшегося в течение многих лет курса на комбинированную выработку тепла и электроэнергии, высокий удельный вес (около 55 % установленной мощности ТЭС). К 2030 г. необходимо заменить все действующее сегодня основное оборудование ТЭС. Доминирующая роль тепловой энергетики сохранится, как сохранится в Европейской части страны преобладание ТЭС на природном газе.

Существенно более высокий к.п.д. парогазовых установок (ПГУ) позволит выработать большую мощность при том же потреблении природного газа, а низкий удельный объем главного корпуса для ПГУ мощностью 170-540 МВт (0,7-0,65 м3/кВт) позволит разместить их в главных корпусах, ранее занимаемыхконденсационными блоками 100-200-300-500 МВт (с удельным объемом 1,0-0,725 м3/кВт). То есть, при создании новых мощных КЭС на газе должны активно использоваться площадки, инфраструктура и корпусы существующих ГРЭС при сохранении или весьма умеренном увеличении потребления природного газа.

Новые и реконструируемые угольные блоки в Европейской части страны в силу дефицита топлива в этом регионе должны быть ориентированы на использование пара суперсверхкритических параметров (ССКП). При сооружении станций в Сибири на базе дешевых углей целесообразно по технико-экономическим соображениям остановиться на отработанных сверхкритического давления (СКД) параметрах с использованием модернизированного, более эффективного основного и вспомогательного оборудования. Мощность вновь сооружаемых угольных станций в Европейской части страны в варианте производства 2 трлн кВт ч электроэнергии должна составить 1015 ГВт (при мощности -70 ГВт, увеличении потребления газа на 15 % и передаче около 15 ГВт мощности по ЛЭП из восточных районов). Если говорить об освоении потенциала КАТЭК, то, наряду со строительством КЭС СКД (здесь также по технико-экономическим соображениям, видимо, целесообразно остановиться на СКД параметрах), целесообразно развивать энерготехнологические комплексы с выработкой, наряду с электроэнергией, моторного топлива и других ценных продуктов. В техникоэкономическом плане эти установки являются наиболее выгодными.

Во всех случаях при широком применении на начальном этапе импортного и лицензионного оборудования (ПГУ, котлы с кипящим слоем и т.п.) должен быть форсирован выпуск отечественного оборудования этого класса. Следует подчеркнуть, что ориентация на массовые закупки основного энергетического оборудования за рубежом содержит опасность полной ликвидации отечественной энергомашиностроительной отрасли. Расчеты показывают целесообразность увеличения поставок газа электростанциям Европейской части страны в объеме, превышающем сегодняшний на 15-20 %. В противном случае, скорее всего, придется увеличивать ввод мощностей на АЭС. Важным вопросом является проблема выброса парниковых газов (CO2) и участия в Киотском протоколе. Эта проблема может найти правильное решение лишь с учетом общей политической обстановки в мире.

Повышенная активность в этом вопросе при недоказанной в научном плане связи потепления климата с выбросами парниковых газов (заметим, что для России климат в целом будет меняться в благоприятную сторону) и игнорировании Киотского протокола США, Китаем и Индией - странами, дающими наибольшие выбросы CO2, вряд ли отвечает интересам России. В России системы централизованного теплоснабжения (СЦТ) работают более 70 лет. Максимальные темпы развития СЦТ в России пришлись на 50-е -80-е годы ХХ века, когда они стали самыми большими жизнеобеспечивающими инженерными системами городов. В 2000 г. на было сосредоточено 63,2 из 131,4 ГВт электрической мощности ТЭС.

В целом по стране от в СЦТ поступало около 4,1 из 8,7 млрд ГДж тепла, примерно две трети которого шло на промышленные нужды. Согласно прогнозу, годовой отпуск тепла от централизованных источников (их доля в общем отпуске тепла превышает 80 %) может возрасти по сравнению с 2000 г. в 1,5-1,8 раза: с 1425 млн Гкал в 2000 г. до 2050 Гкал в 2030 г. Необходимо учитывать то, что в перспективе основным видом топлива в СЦТ по условиям экологии, как и в настоящее время, будет оставаться природный газ, высокая эффективность использования которого рассматривается как одна из ключевых задач при производстве электроэнергии и тепла. Условия функционирования отдельных резко разнятся, и решения по их модернизации должны быть индивидуализированы. При этом акцент должен быть сделан на оптимизацию схем теплоснабжения и режимов отпуска тепла с использованием всех его источников (ТЭЦ, районных котельных, мелких производителей тепла).

Тепловые распределительные сети, связывающие с потребителями, создавались многие десятилетия и в них вложены огромные средства. Экономически нереально (и нерационально) изменить в короткие сроки структуру централизованного теплоснабжения крупного городского поселения, нужно грамотно использовать все источники теплоснабжения. Для вновь создаваемых источников теплоснабжения акцент должен быть сделан на ГТУ-ТЭЦ умеренной мощности (включая надстройки действующих водогрейных котлов районных станций теплоснабжения - РТС), причем с таким расчетом, чтобы, в первом приближении, количество тепла отработанных газов ГТУ круглогодично покрывало нагрузку горячего водоснабжения, а отопительная нагрузка обеспечивалась за счет сжигания дополнительного топлива. Эти ГТУ-ТЭЦ должны быть максимально приближены к потребителю.

Рекомендуется широкомасштабное применение систем отопления и горячее водоснабжение (ГВС) на базе тепловых насосов, прежде всего, в крупных городах, где достаточно много источников низкопотенциального тепла. Выше были рассмотрены вопросы, касающиеся генерации электроэнергии. Не менее острыми являются проблемы ее передачи и распределения. Единая национальная энергетическая система (ЕНЭС) объединяет энергетику России, обеспечивая параллельную работу основных электростанций и узлов нагрузки, осуществляет связь ЕЭС России с энергосистемами других стран. В настоящее время ЕНЭС включает в себя электрические сети напряжением 330-750 кВ и в соответствии с утвержденными критериями часть линий электропередачи напряжением 220 кВ.

По существу, ЕНЭС представляет собой основную системообразующую электрическую сеть, то есть включает в себя все межсистемные связи и основные электрические линии электропередачи. Сегодня ЕНЭС обеспечивает, в целом, достаточно высокий уровень надежности энергоснабжения потребителей и устойчивость работы . Однако при этом существует ряд острых проблем их функционирования, связанных как с ихтехнологическим состоянием, так и с новыми формами функционирования сети в рыночных условиях. К основным технологическим проблемам можно отнести следующие:

Большой объем морально и физически устаревшего оборудования линий электропередачи и подстанций.

Недостаточная пропускная способность межсистемных и системообразующих электрических сетей, из-за которых перетоки мощности близки или достигают предельных значений, а ряд энергетических мощностей (ОЭС Сибири, ОЭС Средней Волги и Центра) остаются неиспользованными.

Слабая управляемость электрической сети и недостаточный объем и качество устройств регулирования и реактивной мощности.

Прогрессирующее отставание от развитых стран по ряду технологий и по техническому уровню определенных типов сетевого оборудования и систем управления, низкая степень автоматизации сетевых объектов.

Устаревшая нормативная база. При разработке «Видения» рассмотрены два сценария развития основной электрической сети ЕЭС России: первый - развитие электропередач только на переменном токе в соответствии с используемыми сейчас шкалами напряжений 330-750 кВ (зона Северо-Запада, частично Центра и Юга) и 220-500-1150 кВ (остальная часть ЕЭС России); второй - использование передач постоянного тока (ППТ) для выдачи мощности удаленных генерирующих узлов и для межсистемных электрических связей (МЭС) на уровне ЕЭС России.

Полученные структуры основной электрической сети для каждого из вариантов представлены на рис. 3 и 4. Сеть 750 кВ должна развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне. Сети 500 кВ должны быть использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основной сети в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири и Востока, а также развития межсистемных связей между региональными ОЭС, в первую очередь, между ОЭС Северного Кавказа и Центра, ОЭС Центра, Поволжья и Урала. Основные тенденции в развитии распространенных в большей части энергосистем сетей 220 кВ состоят в усилении их распределительных функций, сокращении длины участков, повышении плотности электрических сетей с целью повышения надежности электроснабжения потребителей и выдачи мощности небольших и средних электростанций.

Основным направлением в развитии сети 110 кВ будет дальнейший охват ими территории России с целью повышения надежности электроснабжения потребителей. Применение линий электропередачи и вставок постоянного тока может в перспективе рассматриваться как средство транспортировки по этим линиям больших потоков электроэнергии на дальние расстояния и создания управляемых элементов в кольцевых сетях переменного тока, что совместно с широким использованием устройств FACTS существенным образом повысит управляемость ЕЭС России.

Для выдачи мощности Туруханской необходимо ЛЭП постоянного тока на запад в ОЭС Урала и далее в ОЭС Центра, на юг в район Красноярска и на юго-восток до Усть-Илимской ГЭС. Надо восстановить действовавшую до начала 90-х годов связь ОЭС Сибири и ОЭС Урала с ОЭС Северного Казахстана. Также должен быть рассмотрен вопрос о мощной связи ОЭС Сибири и ОЭС Урала, проходящей по территории России, в том числе варианта на постоянном токе. Этот вопрос должен рассматриваться в контексте проблем увеличения доли угля в энергетике и оптимизации вариантов использования углей Кузбасса, с учетом транспортных возможностей.

В результате основная электрическая сеть в европейской части ЕЭС России, включая Урал, будет представлять собой развитую сеть 220(330)-500(750) кВ с приемными подстанциями ЛЭП постоянного тока от Туруханской ГЭС. Основная электрическая сеть ОЭС Сибири и Востока будет представлять собой развитую основную конфигурацию ЛЭП 220-500 кВ в основном в широтном направлении с приемными подстанциями ЛЭП постоянного тока в районе Красноярска и УстьИлимской от Туруханской ГЭС.

Основные положения обеспечения надежности функционирования ЕЭС России сводятся к следующему:

Адаптации задачи надежности к рыночным условиям, вводу в действие экономических механизмов управления надежностью и обеспечению приоритета надежности перед рыночными обязательствами при угрозе нарушения или при нарушении электроснабжения, осуществлению технической экспертизы всех моделей рынка с проверкой их влияния на надежность энергоснабжения;

Обеспечению безопасности систем жизнеобеспечения городов (мегаполисов) при нарушении их электроснабжения, в том числе путем саморезервирования ответственных потребителей;

Обеспечению устойчивости работы электростанций при их выделении из энергосистемы на местную нагрузку, включая сохранение собственных нужд;

Обеспечению способности ЕЭС противостоять расчетным возмущениям без нарушения системной надежности и надежности электроснабжения конечных потребителей;

Выработке альтернативы принципу солидарной ответственности за надежность в региональном разрезе, существовавшему в дореформенный период. Оценки необходимых пропускных способностей электрических связей в ЕЭС приведены в табл. 2.Ключевым вопросом реализации любой стратегии наращивания производства электроэнергии являются возможности энергомашиностроения. В «Видении» определены масштабы потребного производства энергетического оборудования по годам для производства 2 трлн кВт ч электроэнергии в 2030 г.

На заключительном этапе потребуется производство в год:

Три реакторных блока типа ВВЭР-1500;

До 8 ГВт паровых турбин для ТЭС;

Примерно 4,5 ГВт паровых турбин для АЭС;

4,5-5 ГВт газовых турбин;

Около 1,3 ГВт гидротурбин;

Общее количество паровых котлов на 20-22 тыс. т пара в час.

Эти цифры не учитывают объемов, необходимых для модернизации остающегося в эксплуатации оборудования. При капитальной модернизации и полном восстановлении производственных мощностей существующих заводов энергетического машиностроения представляется возможным обеспечение выпуска и поставки оборудования по всей линейке и в количестве, необходимом для выработки 2 трлн кВт ч электроэнергии в год.

При этом представляется целесообразным создание на базе одного-двух современных заводов авиадвигателей, имеющих полнокровные конструкторские бюро и владеющих современными технологиями газотурбостроения, объединений по производству современных газовых турбин большой мощности для энергетики. Дополнительно на муниципальном уровне ежегодно должно будет вводиться 0,7-1,2 ГВт мощности в виде 15-30 МВт газотурбинных надстроек котельных (районных станций теплоснабжения). Производство электрогенераторов должно достигнуть 13 -15 ГВт в год. Организация производства электротехнической аппаратуры на полевых транзисторах для обеспечения надежной, экономичной и маневренной работы электрических сетей, элементной базы современных АСУТП и ряда других позиций энергетического и электротехнического оборудования требует специальных усилий.

Для создания необходимого для выработки в 2030 г. 2000 млрд кВт ч электроэнергии генерирующих мощностей и соответствующих электрических сетей потребуются значительные инвестиции. Оценка суммарных инвестиций дается в табл. 3. Величина удельных капзатрат выбрана на базе существующих мировых цен и тенденций их изменений с учетом стоимости рабочей силы в России. Потенциально существуют несколько путей инвестирования. В «Видении» рассмотрены три из них: за счет средств частного инвестора; за счет дополнительной эмиссии акций; за счет опережающей инвестиционной составляющей тарифа через специальный инвестиционный фонд.

Наиболее затратным является первый путь, так как банки запрашивают высокий процент на заемный капитал (12 %), а частный инвестор требует ускоренного возврата капитала (за 10 лет и менее). В итоге ежегодная инвестиционная компонента затрат стоимости выработки электроэнергии лежит в пределах 18-27% от удельных капитальных затрат, что приводит (при числе часов использования максимума установленной мощности 6000) к «инвестиционной составляющей» стоимости выработки электроэнергии в 4,2 цент/(кВт ч). Несколько меньше (~3,4 цент/(кВт ч)) «инвестиционная составляющая» стоимости выработки электроэнергии в варианте с дополнительной эмиссией акций, где в стоимость производства электроэнергии ежегодно отчисляется около 13% удельных капзатрат.

Обе вышеуказанные цифры достаточно велики. Кроме того, оба варианта таят в себе скрытые опасности. Стоимость выработки электроэнергии не может быть повышена только для вновь введенных агрегатов или для станций, где они установлены. Примерно к той же отпускной цене «подтянутся» и старые станции с весьма низкой амортизационной составляющей затрат в стоимости выработки электроэнергии. То есть, в условиях существования или угрозы дефицита мощности и бесконтрольной либерализации рынка электроэнергии создаются объективные условия для получения сверхприбыли и необоснованного изъятия средств у потребителя.

Заметим, что к тому же, в варианте с дополнительной эмиссией акций, из-за чрезвычайно заниженного уставного капитала и капитализации существующих станций лицо, скупившее доппакет акций, становится владельцем непропорционально большой доли общей стоимости станции и, соответственно, получателем непропорционально высокой доли доходов. Наименее затратным является третий путь, когда в тариф закладывается только соответствующая ежегодная доля необходимых инвестиций (в данном случае «инвестиционная составляющая» равна ~1,6 цент/(кВт ч)).

Государство должно образовать из этой составляющей специальный Инвестиционный фонд и осуществлять контроль за его расходованием. Нужно особо подчеркнуть, что при всех обстоятельствах в реализации стратегии определяющую (можно сказать, критическую) роль будет иметь воссоздание кадрового потенциала отрасли. Без принятия экстраординарных мер квалифицированный кадровый потенциал (научный, конструкторский, монтажный, производственный) будет полностью утрачен в ближайшие 5 лет. Для решения перечисленных вышепроблем необходимо разработать специальную мобилизационную программу, реализация которой должна быть возложена на специальный государственный орган, обладающий властью и финансовыми возможностями. Помимо административных и координирующих функций, этот орган должен оперативно решать проблемы, в том числе касающиеся финансового обеспечения, предусмотренные программой.

Государство должно взять на себя выполнение следующих функций:

— гарантию сбалансированного и самодостаточного развития электроэнергетики страны, способной как в краткосрочной, так и в долгосрочной перспективе удовлетворять потребности общества в электрической и тепловой энергии;

— руководство разработкой целеполагающих принципов и научных основ функционирования энергетики, прогнозирования ее развития, определением базовых количественных показателей, принципиальных подходов к формированию энергобалансов;

— совершенствование нормативно-правового обеспечения энергетики, разработку национальных стандартов, касающихся производства, снабжения и потребления электроэнергии и тепла в условиях рыночной экономики;

— координацию работы по оптимальному размещению генерирующих мощностей, оптимизации единой энергетической системы России, обеспечению надежности ее функционирования;

— обеспечение экологической политики.;

— обеспечение подготовки научных и инженерных кадров энергетики (включая атомную энергетику), энергомашиностроения, электротехнической и смежной отраслей, рабочих кадров высшей квалификации в энергомашиностроении, монтажных и строительных организациях;

— обеспечение НИОКР, развитие соответствующих отраслевых и академических научно-исследовательских институтов, создание пилотных и опытно-промышленных установок и финансирование их работы;

— восстановление и подъем отечественного энергомашиностроения; долевое (не менее 50 %) участие в разработке новой техники;

— законодательное, организационное, научное и частично финансовое обеспечение политики энергосбережения, являющейся неотделимой компонентой планов развития энергетики;

— создание благоприятных условий для инвестиций в энергетику с учетом длительного срока окупаемости;

— разработку и реализацию ценовой политики в энергетике, направленной на совершенствование структуры топливного баланса и тарифов на реализуемую продукцию. Контроль величины и расходования инвестиционной компоненты тарифов;

— обеспечение безопасности атомной энергетики. В ноябре 2000 г. Правительством РФ была одобрена Энергетическая стратегия России на период до 2020 г., ее уточненная редакция была утверждена Правительством РФ 22 мая 2003 г.

Общие (макроэкономические) показатели Стратегии выполняются с превышением наивысшего из четырех рассмотренных в ней сценариев развития. Это касается роста ВВП и объема промышленного производства (в денежном выражении), снижения показателей энергоемкости ВВП и некоторых других индексов.

Вместе с тем, все вышеуказанные позитивные сдвиги имеют своим основным источником одно - неожиданный для всех гигантский рост цен на экспортируемую нефть (прежде всего) и газ и заметное увеличение физического объема экспорта энергоресурсов против предусмотренного Стратегией, а структурные сдвиги в экономике, выражающиеся в изменении соотношения доли ВВП, произведенной в сфере услуг и в производственной сфере, в пользу первой, наряду с закрытием нерентабельных производств обусловлены продолжающейся стагнацией производственной сферы за исключением топливодобывающих отраслей и металлургии. В итоге, рост макроэкономических показателей сочетается с медленным восстановлением машиностроения, нарастающим отставанием приборостроения и в целом наукоемких, инновационных производств, не подкрепляется вводом новых мощностей и масштабной реконструкцией действующих производств, разведкой и разработкой новых месторождений, сопровождается полным пренебрежением к развитию научных исследований и образования. Все вышесказанное в полной мере относится к энергетике и обеспечивающим ее энергомашиностроению и науке.

Запоздалые усилия по экстренному вводу новых генерирующих мощностей и сетей во всех своих ключевых элементах (газовые турбины, современные котлы с ЦКС, легированные стали для котлов, автоматика, полупроводниковые приборы для сетей, многие позиции вспомогательного оборудования) опираются на масштабные закупки зарубежного оборудования, превращение отечественных предприятий в «отверточные» производства, предполагают расходование на эти цели в 1,5-2 раза завышенные инвестиции. Данное специфическое состояние - благопристойные макроскопические показатели при фактической разрухе - потребовали нового рассмотрения состояния энергетики, ее перспектив. Представленное «Видение» учитывает положительные стороны Энергетической стратегии, многие общие положения которой и конкретные цифры хорошо коррелируют с «Видением». Вместе с тем, эти два документа расходятся в основном в путях решения проблемы.

Если Энергетическая стратегия видит эти пути в «формировании цивилизованного энергетического рынка и недискриминированных экономических взаимоотношениях его субъектов между собой и государством, при том, что государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании инфраструктуры как регулятора рыночных отношений», то «Видение» полагает, что сегодня роль государства в реализации задач энергетики должна быть определяющей и не ограничивающейся только созданием благоприятного климата.

Знание истории развития электроэнергетики помогает понять логику выбора направления её развития, природу возникающих перед ней проблем и возможные способы их решения.

Становление электроэнергетики как самостоятельной отрасли промышленности и экономики

История науки и техники ведет отсчет развития электроэнергетики с 1891 г., когда состоялось испытание трехфазной системы электропередачи на международной электротехнической выставке в г. Франкфурте-на-Майне .

На гидроэлектростанции в Лауфене электрическая энергия вырабатывалась гидроагрегатом, состоящем из турбины, конической зубчатой передачи и трехфазного синхронного генератора (мощность 230 кВ А, частота вращения 150 об/мин, напряжение 95 В, соединение обмоток звездой). В Лауфене и Франкфурте находилось по три трансформатора, погруженных в баки, наполненные маслом.

Трехпроводная линия была выполнена на деревянных опорах со средним пролетом около 60 м. Медный провод диаметром 4 мм крепился на штыревых фарфоро-масляных изоляторах. Интересной деталью линии являлась установка плавких предохранителей со стороны высокого напряжения: в начале линии в разрыв каждого провода был включен участок длиной 2,5 м, состоявший из двух медных проволок диаметром 0,15 мм каждая. Для отключения линии во Франкфурте посредством простого приспособления устраивалось трехфазнос короткое замыкание, плавкие вставки перегорали, турбина начинала развивать большую скорость, и машинист, заметив это, останавливал ее.

На выставочной площадке во Франкфурте был установлен понижающий трансформатор, от которого при напряжении 65 В питались 1000 ламп накаливания, расположенных на огромном щите. Здесь же был установлен трехфазный асинхронный двигатель ДоливоДобровольского, приводивший в действие гидравлический насос мощностью около 100 л. с., питавший небольшой искусственный водопад. Одновременно с этим мощным двигателем М.О. Доливо-Добровольский экспонировал асинхронный трехфазный двигатель мощностью около 100 Вт с вентилятором на его валу и двигатель мощностью 1,5 кВт с сидящим на его валу генератором постоянного тока.

Испытания электропередачи, которые проводились Международной комиссией, дали следующие результаты: минимальный КПД электропередачи (отношение мощности на вторичных зажимах трансформатора во Франкфурте к мощности на валу турбины в Лауфене) - 68,5 %, максимальный - 75,2 % при линейном напряжении около 15 кВ, а при напряжении 25,1 кВ максимальный КПД составил 78,9 %.

Результаты испытаний электропередачи Лауфен-Франкфурт не только продемонстрировали возможности передачи энергии на большие расстояния в виде электрической энергии, но и поставили точку в давнем споре сторонников постоянного либо переменного тока в пользу переменного тока.

Создание трехфазной системы - важнейший этап в развитии электроэнергетики и электрификации. После закрытия Франкфуртской выставки электростанция в Лауфене перешла в собственность г. Хейльборна, расположенного в 12 км от Лауфена, и была пущена в эксплуатацию в начале 1892 г. Электроэнергия использовалась для питания всей городской осветительной сети, а также ряда небольших заводов и мастерских. Понижающие трансформаторы устанавливались непосредственно у потребителей.

В том же 1892 г. была сдана в эксплуатацию линия Бюлах- Эрликон (Швейцария). Электроэнергия, вырабатываемая гидроэлектростанцией с гремя трехфазными генераторами мощностью 150 кВт каждый, построенная у водопада в г. Бюлахе, передавалась на расстояние 23 км для электроснабжения завода.

Вслед за этими первыми установками в короткое время были построены ряд электростанций; наибольшее их число находилось в Германии.

В США (в Калифорнии) первая трехфазная установка была сооружена в конце 1893 г. Темпы внедрения трехфазной системы в Америке вначале были заметно ниже, чем в Европе, из-за настойчивых попыток одной из крупнейших американских фирм - компании «Всстин- гауз» - развернуть работы по сооружению электростанций и электрических сетей но системе Теслы, т. е. двухфазных.

Для переходного периода в любой области техники характерны попытки комбинирования устаревающих и новых технических решений. Так, в течение почти двух десятилетий делались попытки «примирить» трехфазные системы с другими системами. В эти годы существовали электростанции, на которых одновременно работали генераторы постоянного, переменного однофазного, двухфазного и трехфазного тока или любая их комбинация. Напряжения и частоты были различными, потребители питались по раздельным линиям. Попытки спасти устаревающие системы, а вместе с ними и освоенное заводами электрооборудование, приводили к созданию комбинированных систем.

Но уже начиная с 1901-1905 гг. в основном сооружаются трехфазные электростанции, которые вначале преимущественно были станциями фабрично-заводского типа. Трехфазная техника позволяла строить крупные электростанции иа месте добычи топлива или па подходящей реке, а вырабатываемую энергию транспортировать по линиям электропередачи в промышленные районы и города. Такие электростанции стали называть районными.

Первые районные электростанции были построены во второй половине 90-х гг. XIX в., а в следующем столетии они составили основу развития электроэнергетики. Первой районной электростанцией считают Ниагарскую ГЭС. Строительство таких электростанций приобрело широкий размах с начала XX в. Этому способствовал рост потребления электроэнергии, связанный с внедрением в промышленность электропривода, развитием электрического транспорта и электрического освещения городов. Электрические станции становились крупными промышленными предприятиями, сети разных станций объединялись, создавались первые энергетические системы. Под энергетической системой стали понимать совокупность электростанций, линий электропередачи, подстанций и тепловых сетей, связанных общностью режима и непрерывностью процесса производства и распределения электрической и тепловой энергии.

Потребность объединять работу нескольких электростанций в общую сеть стала проявляться уже в 90-х гг. XIX в. Она обусловлена тем, что при совместной работе уменьшается необходимый резерв на каждой станции в отдельности, появляется возможность ремонта оборудования без отключения основных потребителей, создаются условия для выравнивания графика нагрузки базисных станций в целях более эффективного использования энергетических ресурсов. Первое известное объединение двух трехфазных электростанций было осуществлено в 1892 г. в Швейцарии.

Русские электротехники сумели быстро оценить достоинства трехфазной системы. Уже в январе 1892 г. на 4-й Петербургской электротехнической выставке демонстрировались две трехфазные машины системы Доливо-Добровольского мощностью по 15 кВт. В России первым предприятием с трехфазным электроснабжением был Новороссийский элеватор. Он представлял собой огромное сооружение, и задача распределения энергии по его этажам и различным зданиям могла быть решена наилучшим образом только с помощью электричества. Элеватор был электрифицирован в 1893 г. Все машины по разработанным за границей проектам изготовлялись в собственных мастерских элеватора. На электростанции, построенной рядом с элеватором, были установлены четыре синхронных генератора мощностью 300 кВт каждый. В то время это была самая мощная в мире трехфазная электростанция. В помещениях элеватора работали трехфазные двигатели мощностью 3,5-15,0 кВт, которые приводили в действие различные машины и механизмы. Часть энергии использовалась для освещения.

Первая в России электропередача значительной протяженности была сооружена на Павловском прииске Ленского золотопромышленного района в Сибири. На электростанции, построенной в 1896 г. на р. Ныгра, были установлены трехфазный генератор (98 кВт, 600 об/мин, 140 В) и трансформатор соответствующей мощности, повышающий напряжение до 10 кВ. Электроэнергия передавалась на прииск, удаленный от станции на расстояние 21 км. На прииске для привода водоотливных устройств использовались трехфазные асинхронные двигатели мощностью 6,5-25,0 л. с. (напряжение 260 В). С 1897 г. началась электрификация крупных городов: Москвы, Петербурга, Самары, Киева, Риги, Харькова и др.

Интересно отметить, что во время бурного развития трехфазных электропередач высокого напряжения (до 150 кВ) М.О. Доливо- Добровольский на основе технико-экономических расчетов пришел к выводу о том, что при передаче энергии на несколько сотен километров при напряжении свыше 200 кВ целесообразно генерирование и распределение энергии осуществлять переменным током, а передачу - постоянным током высокого напряжения. Линия постоянного тока в начале и в конце должна подсоединяться к преобразовательным подстанциям, на которых устанавливаются ртутные выпрямители. К такому выводу он пришел, даже не зная о такой проблеме для мощных линий передач переменного тока, как устойчивость.

В наши дни его предсказание оправдалось, и во многих странах успешно действуют линии электропередачи постоянного тока сверхвысокого напряжения (подробнее см. в 11.6). На рис. 1.1 и 1.2 показана динамика роста рабочего напряжения воздушных линий передач переменного и постоянного тока.

Рис. 1.1.

(рекордных) классов напряжения

Рис. 1.2.

(рекордных) кчассов напряжения

Дальнейшее развитие электроэнергетики в нашей стране проходило в несколько этапов:

• соединение электростанций на параллельную работу и образование первых энергосистем;
• образование территориальных объединений энергосистем (ОЭС);
• создание Единой энергетической системы (ЕЭС);
• функционирование ЕЭС России после образования независимых государств на территории бывшего СССР.

Основа создания энергетических систем в нашей стране была заложена Государственным планом электрификации России (ГОЭЛРО), утвержденным в 1920 г. Этот план предусматривал централизацию электроснабжения путем строительства крупных электростанций и электрических сетей с последовательным объединением их в энергетические системы. Планом ГОЭЛРО предусматривалось также всемерное развитие отечественной электротехнической промышленности, освобождение ее от засилья иностранного капитала, удельный вес которого составлял в ней в начале 20-х гг. 70 %. Для решения всех вопросов электротехники и подготовки высококвалифицированных специалистов в октябре 1921 г. был создан Государственный экспериментальный электротехнический институт, переименованный впоследствии во Всесоюзный электротехнический институт (ВЭИ).

Под руководством ведущих членов комиссии ГОЭЛРО (руководитель Г.М. Кржижановский) были спроектированы и построены ряд электростанций и линий электропередач: Шатурская ГРЭС (мощность 48 МВт, ввод в эксплуатацию в 1925 г.), Волховская ГЭС (66 МВт, 1926 г.), Нижнесвирская ГЭС (90 МВт, 1933 г.), Днепровская ГЭС (580 МВт, 1932 г.). Днепровская ГЭС была в то время самой крупной в Европе.

Первые энергосистемы - Московская и Петроградская - были созданы в 1921 г. В 1922 г. в Московской энергосистеме вошла в строй первая линия электропередачи напряжением 110 кВ Каширская ГРЭС - Москва длиной 120 км, а в 1933 г. была пущена ЛЭП напряжением 220 кВ Нижнесвирская ГЭС - Ленинград. (Первая линия 220 кВ во Франции была построена всего на полгода раньше). Были образованы новые энергосистемы: Донбасская (1926 г.), Ивановская (1928 г.), Ростовская (1929 г.) и др.

За 15-летний срок план ГОЭЛРО был значительно перевыполнен. Установленная мощность электростанций страны в 1935 г. составила 6,9 млн кВт, годовая выработка электроэнергии достигла 26,8 млрд кВт-ч. По производству электроэнергии Советский Союз занял второе место в Европе и третье в мире.

Процесс объединения энергосистем начался еще в первой половине 30-х гг. с создания сетей 110 кВ энергосистем в районах Центра и Донбасса. В 1940 г. для руководства параллельной работой Верхневолжских энергосистем (Горьковской, Ивановской и Ярославской) была создана объединенная диспетчерская служба. В связи с намечавшимся объединением энергосистем Юга в 1938 г. было создано Бюро Южной энергосистемы, которое затем было преобразовано в Оперативнодиспетчерское управление Юга; в 1940 г. была введена в эксплуатацию первая межсистемная связь напряжением 220 кВ Днепр-Донбасс.

Мощность всех электростанций страны в 1940 г. достигла 11,2 млн кВт, выработка электроэнергии составила 48,3 млрд кВт-ч.

Интенсивное плановое развитие электроэнергетики было прервано Великой Отечественной войной. Перебазирование промышленности западных районов на Урал и в восточные районы страны потребовало форсированного развития энергетики Урала, Казахстана, Центральной Сибири, Средней Азии, Поволжья, Закавказья и Дальнего Востока. Особенно большое развитие получила электроэнергетика Урала, где выработка электроэнергии с 1940 по 1945 гг. увеличилась в 2,5 раза.

В ходе войны электроэнергетике был нанесен громадный ущерб: взорваны, сожжены или частично разрушены 61 крупная электростанция и большое число мелких общей мощностью 5 млн кВт, т. е. почти половина установленных к тому времени мощностей. Разрушено 10 тыс. км магистральных линий электропередачи высокого напряжения, большое количество подстанций.

Восстановление энергетического хозяйства началось уже с конца 1941 г. В 1942 г. восстановительные работы велись в центральных районах европейской части СССР, а к 1945 г. эти работы распространились на всю освобожденную территорию страны.

В 1946 г. суммарная мощность электростанций СССР достигла довоенного уровня: в 1947 г. страна по производству электроэнергии вышла на первое место в Европе и на второе в мире.

В 1954 г. в г. Обнинске была введена в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция мощностью 5 МВт.

В 1955 г. суммарная мощность электростанций достигла 37,2 млн кВт, выработка электроэнергии составила 170,2 млрд кВт-ч.

Переход к следующему, качественно новому этапу развития электроэнергетики был связан с вводом в эксплуатацию мощных Волжских ГЭС и дальних линий электропередачи 400-500 кВ. В 1956 г. была введена в работу первая электропередача 400 кВ Куйбышев (ныне Самара) - Москва.

ЛЭП 400 кВ Куйбышев-Москва объединила энергосистемы Средней Волги, линия Куйбышев-Урал - с энергосистемами Прсдура- лья и Урала. Этим было положено начало объединению энергосистем различных регионов и созданию ЕЭС европейской части СССР.

В течение 60-х гг. завершилось формирование ЕЭС европейской части СССР, и в 1970 г. начался следующий этап развития электроэнергетики страны - формирование ЕЭС СССР в составе: ОЭС Центра, Урала, Средней Волги, Северо-Запада, Юга, Северного Кавказа и Закавказья, включавших 63 энергосистемы; три территориальные ОЭС - Казахстана, Сибири и Средней Азии работали раздельно; ОЭС Дальнего Востока находилась в стадии формирования.

В 1972 г. в состав ЕЭС СССР вошла ОЭС Казахстана. В 1973 г. энергосистема Болгарии присоединена на параллельную работу с ЕЭС СССР по межгосударственной связи 400 кВ Молдавская ГРЭС- Вулканешты-Добруджа.

В 1978 г. с завершением строительства транзитной связи 500 кВ Сибирь-Казахстан-Урал присоединилась на параллельную работу ОЭС Сибири. В том же году было закончено строительство межгосударственной связи 750 кВ Западная Украина - Альбертирша (Венгрия), и с 1979 г. началась параллельная работа ЕЭС СССР и ОЭС стран-членов Совета экономической взаимопомощи (СЭВ).

От сетей ЕЭС СССР осуществлялся экспорт электроэнергии в МНР, Финляндию, Турцию и Афганистан; через преобразовательную подстанцию постоянного тока в районе Выборга ЕЭС СССР соединилась с энергообъединением Скандинавских стран NORDEL.

Динамика структуры генерирующих мощностей в 70-х и 80-х гг. характеризуется: нарастающим вводом мощностей на АЭС в западной части страны и дальнейшим вводом мощностей на высокоэффективных ГЭС преимущественно в восточной части страны; началом работ по первому этапу создания Экибасгузского энергетического комплекса; общим ростом концентрации генерирующих мощностей и увеличением единичной мощности агрегатов. Мощность наиболее крупных электростанций России в настоящее время составляет: ТЭС - 4800 МВт (Сургутская ГРЭС-2), АЭС - 4000 МВт (Балаковская, Ленинградская, Курская), ГЭС - 6400 МВт (Саяно-Шушенская).

Технический прогресс в развитии системообразующих сетей характеризовался последовательным переходом к более высоким ступеням напряжения. Освоение напряжения 750 кВ началось с ввода в эксплуатацию в 1967 г. опытно-промышленной электропередачи Конаковская ГРЭС - Москва. В течение 1971-1975 гг. в ОЭС Юга была сооружена широтная магистраль 750 кВ Донбасс - Днепр - Винница - Западная Украина. В 1975 г. была сооружена межсистсмная связь 750 кВ Ленинград-Конаково, позволившая передать в ОЭС Центра избыточную мощность ОЭС Северо-Запада. Для создания мощных связей с восточной частью ЕЭС сооружалась магистральная линия электропередачи 1150 кВ Сибирь-Казахсган-Урал. Было начато также строительство электропередачи постоянного тока напряжением 1500 кВ Экиба- стуз-Цснтр.

В табл. 1.1 приведены данные по установленной мощности электростанций и протяженности электрических сетей 220-1150 кВ ЕЭС СССР за период 1960-1991 гг.

В послевоенные годы электрификация стала основой научно- технического прогресса страны. На ее базе происходило непрерывное совершенствование технологий в промышленности, транспорте, связи, сельском хозяйстве и строительстве, осуществлялась механизация и автоматизация производственных процессов. Рост производства электроэнергии в эти годы опережал рост произведенного национального дохода в 1,6 раза.

Таблица 1.1

Рост установленной мощности электростанций и протяженности электрических сетей 220-1150 кВ ЕЭС СССР

Управление электроэнергетикой страны до 1991 г. происходило в условиях монополии государственной собственности на все предприятия отрасли. Все электростанции и ЛЭП принадлежали государству и строились за счет средств государственного бюджета. Строительство объектов электроэнергетики осуществлялось по критерию минимальных народно-хозяйственных затрат. Такой подход к развитию отрасли при полном государственном регулировании минимизировал нспроизводительные затраты. Выбор места размещения новых электростанций и их мощность определялись наличием ТЭР в данном районе и экономической целесообразностью их использования.

Каждая крупная электростанция строилась так, чтобы обеспечивать электроэнергией территорию, охватывающую несколько смежных областей или республик. Для таких электростанций использовался термин «государственная районная электрическая станция» - ГРЭС, т. е. электростанция, построенная на государственные средства, принадлежащая государству и обеспечивающая электроэнергией большой район радиусом до 500-600 км и более. Как правило, эти крупные ГРЭС конденсационного типа или АЭС рассчитаны на производство большого количества электроэнергии. Такие электростанции явились основными производителями электроэнергии в составе ЕЭС СССР.

Тепловая энергия производилась на ГРЭС в небольшом количестве для собственных нужд электростанции и для близлежащих населенных пунктов.

Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), вырабатывающие электрическую и тепловую энергию по комбинированному циклу, размещались в местах сосредоточения больших тепловых нагрузок, например крупных промышленных предприятий или городских районов. В каждом крупном городе была построена одна или несколько ТЭЦ. Они обеспечивали население и промышленность, в первую очередь, тепловой энергией, а попутно и дешевой электроэнергией, вырабатываемой на тепловой нагрузке.

Эффективность работы электроэнергетики обеспечивалась централизованным управлением режимами работы электростанций и электрических сетей, планированием и контролем их техникоэкономических показателей. Директивная система позволяла легко реализовать перераспределение экономического эффекта от деятельности различных предприятий электроэнергетики, исходя из интересов народного хозяйства страны, а экономические противоречия между производителями и потребителями разрешались самим же государством. Непротиворечивость интересов развития и функционирования отдельных предприятий электроэнергетики в этот период обеспечивалась единой нормативно-правовой основой, которая формировалась центральными органами государственного управления (Госпланом СССР и Минэнерго СССР) .

Централизованное распределение капитальных вложений в развитие и функционирование объектов электроэнергетики не было непосредственно связано с результатами хозяйственной деятельности отдельных предприятий, а непроизводительные расходы убыточных предприятий покрывались перераспределением доходов внутри самой отрасли за счет прибыльных предприятий. Директивное управление было направлено в основном на выполнение плановых технико-экономических показателей и ограничивало инициативу предприятий по улучшению своей деятельности, поскольку экономический эффект от успешной деятельности мог быть просто перераспределен в пользу другого, убыточного предприятия. Эти издержки централизации отчётливо проявились при переходе страны к рыночной экономике и стали побудительной причиной радикальной реформы электроэнергетической отрасли.

Электроэнергетика – это одна из ведущих отраслей энергетики, в которую входит сбыт, передача и производство электроэнергии. Данная отрасль энергетики считается важной, так как у нее большие преимущества относительно других видов энергии, а именно: распределение между потребителями, ее легко транспортировать на большие расстояния и превращать в другую энергию (тепловую, механическую, световую, химическую и др.). Отличительная черта электрической энергии – это ее одновременность в генерации и потреблении энергии, так как по сетям электрический ток распространяется почти со скоростью света.

Генерация электроэнергии. Это процесс, при котором различные виды энергии преобразовываются в электрическую энергию. Это происходит на электростанциях. На данный период существуют несколько видов:

1. Тепловая электроэнергетика. Принцип таков – энергия сгорания (тепловая) органических топлив превращается в электрическую энергию. В тепловую электроэнергетику входят тепловые электростанции – конденсационные и теплофикационные.
2. Ядерная энергетика. В нее входят атомные электростанции. Принцип вырабатывания электроэнергии схож с вырабатыванием энергии на тепловых электростанциях. Отличие в то, что тепловая энергия получается при делении атомных ядер в реакторе, а не при сжигании топлива.
3. Гидроэнергетика . К этому виду вырабатывания энергии относятся гидроэлектростанции. Здесь энергия течения воды (кинетическая) преобразуется в электроэнергию. С помощью плотин создается искусственный перепад уровней поверхности на реках. Под действием силы тяжести, вода из верхнего бьефа переливается по специальным протокам в нижний отсек. В протоках находятся водяные турбины, их лопасти раскручивает водяной поток.

Морские течения на много мощнее течений рек всего мира, поэтому в данное время идет работа над созданием морских гидроэлектростанций.

1. Альтернативная энергетика . Сюда относятся типы генерации электроэнергии, которые имеют ряд достоинств, по отношению к традиционным, но по некоторым причинам они не получили достаточного распространения. Основные виды альтернативной энергетики:

Ветроэнергетика – чтобы получить электроэнергию, используют кинетическую энергию ветра.

Гелиоэнергетика – электрическую энергию получают из энергии солнечных лучей.

Недостаток этих видов альтернативной энергии в том, что они маломощные, а генераторы дорогие.

1. Геотермальная энергетика . Здесь используют естественное тепло Земли, чтобы выработать электроэнергию. Геотермальные станции – это обычные ТЭС, где ядерный реактор и котел – это источник тепла для нагрева.

Также к видам генерации относятся: приливная энергетика, водородная энергетика и волновая энергетика.

Передача электроэнергии от электростанций к потребителям выполняется с помощью электрических сетей. Если смотреть с технической стороны, то электрическая сеть – это совокупность трансформаторов, которые расположены на подстанциях и линий электропередач.

Одной из значимых экономических отраслей является электроэнергетика России . По данным 2013 года было использовано 699 млн. тонн первичных ресурсов энергии; из них 53,2% составило потребление природного газа, нефти – 21,9%, угля – 13,4%, гидроэнергии – 5,9%, ядерной энергии – 5,6%.

Так сложилось, что значительной частью любого производства является топливная энергетика. Начало прошлого века дало старт развитию энергетики в СССР.

В 20-30-е годы ХХ столетия началось грандиозное мероприятие по строительству ТЭЦ и ГЭС, согласно решению государственной комиссии по электрификации России (ГОЭЛРО).

Научные разработки в области атомной энергетики, проводимые в 50-е годы прошлого века, привели к созданию электростанций на основе атомной энергии. Последующий период знаменовался освоением Сибири и ее потенциальных гидровозможностей, освоением залежей местных полезных ископаемых.

РФ – государство богатое на залежи энергетических ископаемых – состоит в десятке самых обеспеченных энергетическими ресурсами стран. На выставочных экспозициях показаны последние достижения в этой сфере.

Общие сведения об электроэнергетике в России и не только

Самой крупной электростанцией Евразийского континента является Сургутская ГРЭС-2. На ее обеспечении находится один из самых важных промыслов Западносибирского региона – нефтегазовый.

Электроэнергетика России является одной из основ современной жизни. Показатель выработки электроэнергии по данным на 2005 год находился на одном уровне с Германией и Данией – странами-импортерами электричества.

В 90-х годах ХХ века произошел значительный спад потребления электроэнергии, но с 1998 года этот показатель начал свой рост и к 2007 году достиг 997,3 млрд. кВт/ч.

Наиболее энергопотребляющей отраслью является промышленность, на долю которой приходится 36%, 15% – доля потребления электричества жилым сектором. Потери электроэнергии в сетях могут составлять максимально 11,5%.

Распределение потребления электроэнергии регионально отличается между собой. Густонаселенные регионы страны поднимают показатель потребления энергии в жилом секторе на максимальный уровень в сравнении с другими районами.

Процесс реструктуризации ЕЭС в России стартовал в 2003 году. Основное внимание было уделено окончательному формированию появившихся на рынке новичков, внедрению в жизнь новых правил работы энергетического рынка, было решено ускорить процесс либерализации.

С 2008 года «Холдинг МРСК» становится владельцем акций компаний, которые занимаются распределением энергетических ресурсов по отраслям и регионам.

Развитие ядерной энергетики на территории РФ

В России размещены все технологии, участвующие в производстве ядерной электроэнергии, начиная с процесса добычи урановой руды и заканчивая получением энергии.

Балаковская АЭС является одной из самых крупных атомных электростанций.

Начало 80-х годов ХХ века дало старт в развитии и возведении новых атомных станций – Горьковской и Воронежской, но уже к 90-м годам оба проекта были приостановлены.

Гидроэнергетика РФ

Братская ГЭС, которая является самой крупной электростанцией в своем классе, содержит на своем балансе производство алюминия, снабжая его электроэнергией по низкой цене, а также обеспечивает спрос на энергетический ресурс в Сибирском регионе.

Прогресс в развитии гидроэлектростанций связан с освоением энергетических возможностей Сибири и завершением размещения ГЭС в данном районе.

Наряду с этим действуют программы по освоению других регионов государства, проводятся работы по строительству ГЭС на Северном Кавказе. В перспективе рассматривается Кубань и Сочи, Северная Осетия и Дагестан.

Под понятием топливной энергетики понимают добычу, переработку и реализацию сырья и готового продукта в виде угля, газа, нефти, торфа, урана.

Развитие энергетики в России

Ведущей задачей проводимых реформ в электроэнергетике считается становление конкуренции в потенциально конкурентных сферах работы – генерация и сбыт электричества в тех районах, где это технологически и экономически реализуемо, что, в свою очередь, сделает обстоятельства больше действенными в сфере генерации, передачи и реализации электричества.

Правительством Федерации приняты Главные направленности реформирования электроэнергетики, предусматривающие воплощение реформы в ветви в направлении 3-х взаимосогласованных рубежей.

В направлении первого шага не ведется абсолютная либерализация рынка электричества, что позволит избежать одномоментного совмещения 2-ух трудных процессов – реструктуризации компаний и либерализации рынка.

Запускается конкурентоспособный оптовый рынок в размере продаж, до 15% сделанных станциями электричества, что дозволит уже на первом рубеже проработать модель конкурентоспособного оптового рынка.

В рамках 2 шага запускается и развивается конкурентоспособный оптовый и розничный рынки электричества. По мере становления рынка и инфраструктуры станет происходить расширение пределов конкурентных рынков с повышением числа его членов.

Почвой создаваемого конкурентоспособного рынка будет хитросплетение санкционированной (биржевой) торговли электричеством с системой взаимных соглашений, представляющее участникам рынка право на самостоятельное налаживание связей.

Присутствие действенной системы регулировки и контроля, сделанной в ходе первого шага, позволит понизить опасности переходного периода к либерализации рынка.

В рамках третьего шага ожидается создание значимых вложений в капитал компаний электроэнергетики, закончится оформление инфраструктуры и переход электроэнергетики в положение стойкого становления.

Реформа ветви сформирует обстоятельства для конкуренции электроэнергетических фирм на внутреннем и наружных рынках, что дозволит расширить экспортный потенциал РФ.

Становление экспорта электричества считается стратегической задачей госзначимости, потому что в отличие от экспорта углеводородного сырья дает продвижение на иностранные рынки наукоемкой сверхтехнологичной готовой продукции.

В связи с этим правительство станет оказывать функциональную помощь расширению экспорта электричества, охватывая упрощение процедуры таможенного контроля, гармонизацию и синхронизацию функционирования отечественного оптового рынка электричества (мощности) с общепризнанными мерками и правилами, принятыми в Европейском Объединении (UCTE).

С учетом либерализации и демонополизации оптового рынка электричества (мощности) и основ реформирования электроэнергетического раздела РФ контрольная и регулирующая роль страны в сфере экспорта электричества станет заключаться в обеспечении недискриминационного доступа изготовителей к экспортным поставкам, организации и претворении в жизнь антидемпинговых и антимонопольных процедур в рамках законодательства Русской Федерации.

Основываясь на принципах финансовой необходимости при формировании управленческой стратегии в области электроэнергетики, а еще на бесспорном выполнении основ энергетической защищенности РФ, правительство станет поощрять осмысленное соотношение объемов экспорта/импорта электричества.

Ввоз на первом рубеже реформирования электроэнергетики станет являться оправданным в тех случаях, когда он станет содействовать недопущению скачкообразного подъема тарифов на внутреннем рынке РФ, а еще преодолению недостатка в отдельных частях оптового рынка на этапе реконструкции и постройки свежих генерирующих мощностей. А значит, на выставке «Электро» вам стоит посмотреть новинки сегмента.

Также на выставке можно больше узнать о тенденциях развития электроэнергетики в России.

Добрый день. Поговорим сегодня о перспективах развития электроэнергетики в России.

Рассмотрим ниже перспективы энергетиков. представлено много хороших компаний, в которые можно вкладывать . Будущее энергетиков хорошее. Из кризиса выходят первыми энергетики, т.к. энергия нужна всем. Компании платят хорошие . Единственный минус у большинства компаний это слабый ценовой рост.

У нас в России есть оптовый рынок электроэнергии, мощности, есть генерирующие и сетевые компании. Последние бывают федеральные и региональные, в конце концов есть известные всем сбытовые организации. Попробуем разобраться, как устроен рынок электроэнергии в России.

Как производят электроэнергию. Электричество в наших с вами розетках и на предприятиях «рождается», как правило на достаточно большом удалении от мест потребления, на генерирующих заводах электроэнергетических компаний. Способов получения электрической энергии есть несколько, перечислим основные:

1. Невозобновляемая энергетика. Сжигание ископаемого топлива, в основном угля, нефтепродуктов или газа.
2. Возобновляемая энергетика. Гидрогенерация, ветряные и солнечные установки и т.д.
3. Атомная энергетика (АЭС).

В России преобладают электростанции на газовом топливе (около 50%). Существенную часть составляют АЭС (порядка 16%) и гидрогенерация (порядка 18%). На долю угля приходится около 15%. Доля произведенной электроэнергии из нефти и возобновляемых источников очень невелика.