1.4. Техническая база российской электроэнергетики

Устойчивый рост потребления электрической и тепловой энергии, стремительный рост цен на энергоносители, повышение экологических требований требуют особенно тщательно оценивать существующие производственные возможности предприятий отрасли, их способность надежно и эффективно обеспечивать растущий спрос на электроэнергию и тепло. Только на этой основе следует определять реальные масштабы необходимого развития электроэнергетики.

1.4.1. Генерация

Суммарная установленная мощность электростанций России составила в 2006 году 221,4 млн.кВт, из которых на ТЭС установлено 151,5 млн.кВт, на ГЭС и ГАЭС – 46,1 млн.кВт, на АЭС – 23,7 млн.кВт, а ее структура показана на рис. 1.4.1.

Рис. 1.4.1. Структура установленной мощности электростанций России (построено по данным официального издания "Российский статистический ежегодник", М., Росстат, 2007, стр. 441)

Рассматривая техническую политику в теплоэнергетике, следует выделить генерацию на основе природного газа и генерацию на основе жидкого и твердого топлива.

Генерацией на основе природного газа будем называть производство электроэнергии на тепловых электростанциях, в качестве топлива использующих природный газ. В России природный газ сжигают в котлах КЭС и ТЭЦ с использованием традиционных морально, а зачастую и физически устаревших паросиловых установок. Несмотря на определенный прогресс в строительстве парогазовых установок (ПГУ), доля выработки электроэнергии на них в России находится на уровне менее 1 %.

Эффективность использования природного газа в упомянутых паросиловых установках крайне низка по сравнению с достигнутым мировым уровнем. Лучшие конденсационные энергоблоки ТЭС России на сверхкритические параметры пара 23,5 МПа/540 /540 °С, использующие природный газ в качестве топлива, имеют КПД всего 40—41 %, а среднее его значение на конденсационных блоках составляет 37—38 %.

Кардинальный метод решения энергетической проблемы для европейской части России, где в основном используется природный газ, — внедрение парогазовых технологий. В зарубежной теплоэнергетике, использующей природный или сжиженный газ (например, в Японии), 20—25 лет назад начался планомерный переход к освоению и использованию парогазовых технологий. В настоящее время в США, Германии, Великобритании, Дании, Японии, в развивающихся странах природный газ, за редким исключением, используют только для парогазовых установок, имеющих КПД на уровне 52—58 %.

В табл. 1.4.1 представлены данные по современным газотурбинным установкам (ГТУ), предлагаемым зарубежными производителями для их использования в составе ПГУ. В настоящее время полностью освоенными за рубежом можно считать ГТУ поколения F и ее продвинутые варианты (ГТУ поколений FA и FB). На ее основе строят самые мощные и современные ГТУ и ПГУ четыре зарубежных производителя: Дженерал Электрик, Сименс, Мицубиси и Альстом. Среди них по достигнутому техническому уровню, по части референций, и по перспективным разработкам впереди Дженерал Электрик. Как видно из таблицы, КПД газовых турбин этого поколения составляет 38—38,5 %, а электрическая мощность 255—280 МВт. В большинстве этих ГТУ используется простой термодинамический цикл, а высокий уровень экономичности достигнут за счет повышения начальной температуры газов до 1400 °С (перед проточной частью газовой турбины) с обеспечивающей допустимые вредные выбросы оксидов азота. Исключение составляет газовая турбина GT26 фирмы Альстом, в которой существенное повышение экономичности достигнуто усложнением термодинамического цикла – введением промежуточного подвода теплоты. Высокая начальная температура и близкая к оптимальной степень сжатия воздуха в компрессоре рассматриваемых ГТУ позволили обеспечить высокую температуру уходящих газов, составляющую 580 – 610ºС. Это дало возможность реализовать паротурбинный цикл с промежуточным перегревом, по температурам, практически не отличающийся от температур традиционного паротурбинного цикла с докритическим давлением, что способствовало созданию экономичной паротурбинной установки для работы в составе ПГУ.

Таблица 1.4.1

Основные технико-экономические показатели современных ГТУ и одновальных ПГУ-КЭС на их базе (частота вращения 50 об/с)

Показатель	Сименс	Мицубиси		Дженерал Электрик			Альстом
	SGT5-4000F	M701F	M701G2	MS9001FA	MS9001FB	MS9001H	GT-26
Газотурбинная установка
Электрическая мощность, МВт	278	270	334	255,6	~268,4	320	240
Электрический КПД, %	38,5	38,2	39,5	36,9	~37,9		37,8
Расход воздуха через компрессор, кг/с	671	651	737	624		685
Степень сжатия компрессора	15,7	17	21	15,4		23	30
Температура уходящих газов, °С	582	586	587	609			610
Вредные выбросы, ppm	< 25	< 25	< 25	< 25	< 25	9
Число изготовленных (заказанных) ГТУ	66 (26)	66	1 (7)
Парогазовая установка
Электрическая мощность, МВт	406	398	489	390,8	412,9	480	365
Электрический КПД, %	57,7	57,0	58,7	56,7	58,0	60	58,5

Газовые турбины поколения F перечисленных производителей хорошо освоены и проверены практикой эксплуатации. В России не производятся ГТУ рассмотренного класса мощности и экономичности. Газовая турбина ГТЭ-160 ЛМЗ мощностью 160 МВт, выпускаемая ЛМЗ по лицензии фирмы Сименс (единственная ГТУ, которая сегодня может производиться в России серийно), имеет начальную температуру на уровне 1060 °С и КПД на уровне 34,5%. ГТУ-110 «Сатурн», проект которой разработан КБ «Машпроект» (Украина, г. Николаев), после длительных испытаний и доработок запущена в производство, и первые два ее экземпляра будут установлены в составе конденсационного дубль-блока ПГУ-325 на Ивановской ГРЭС.

Отсутствие в России производства мощных и экономичных ГТУ вовсе не означает, что для газовых турбин ГТЭ-160 и ГТЭ-110 нет своей области использования. Эти турбины должны использоваться при строительстве ПГУ-ТЭЦ, особенно в холодных районах России. Большую часть года они будут работать в теплофикационном режиме, при котором реализуется комбинированная выработка электрической и тепловой энергии, основной показатель которой — коэффициент полезного использования теплоты топлива, достигающий в таких установках 82—85 %. Даже при работе в конденсационном режиме они будут иметь КПД на уровне 52 %, что, конечно, ниже, чем экономичность зарубежных аналогов, но существенно выше КПД работающих паросиловых энергоблоков России. К тому же выработка электроэнергии на тепловом потреблении у них примерно вдвое выше, чем у традиционных ТЭЦ.

Вторая область использования этих газовых турбин — создание простых дешевых одновальных маневренных ПГУ для покрытия суточной неравномерности графиков электрической нагрузки. Создаваемые генерирующие компании используют на своих ТЭС изношенное и устаревшее оборудование. Значительное число АЭС и ТЭЦ в европейской части России испытывают все большие трудности в покрытии переменной части графика. Поэтому такие установки будут достаточно рентабельными, тем более что цены на пиковую электроэнергию будут неизбежно выше, чем на электроэнергию, вырабатываемую базовыми энергоблоками.

Третья область использования ПГУ с этими энергоблоками — удаленные районы с умеренным электропотреблением и слабыми линиями связи с единой энергосистемой. Строительство и обслуживание ЛЭП здесь менее целесообразно, чем сооружение дешевых, хотя относительно и менее экономичных ПГУ. По-видимому, в ближайшие 15—20 лет одновальные ПГУ мощность 170 и 230 МВт, построенные соответственно на базе ГТЭ-110 и ГТЭ-160, будут востребованы для средних городов России, особенно при строительстве ПГУ-ТЭЦ. К сожалению, несмотря на то, что необходимость в одновальных ПГУ-230 и ПГУ-170 очевидна, в России отсутствуют полноценные конструктивные проработки основного оборудования этих энергоблоков: паровых турбин и котлов-утилизаторов.

Основное направление развития теплоэнергетики, базирующейся на использовании твердых топлив, — разработка и строительство мощных пылеугольных энергоблоков на суперсверхкритические параметры пара.

За рубежом работают демонстрационные энергетические установки с различными методами газификации и последующего использования полученного газообразного топлива в парогазовых циклах. Но расчеты и опыт их эксплуатации показывают, что принципиально их экономичность не может быть сравнимой с экономичностью парогазового цикла на природном газе. В среднем КПД нетто таких ТЭС может быть оценен в 41—45 %. Стоимость 1 кВт установленной мощности оказывается в 1,5—2 раза выше, чем его стоимость на традиционной ТЭС. Работы по рациональному использованию твердых топлив на основе технологий газификации, прямого сжигания в кипящем слое под давлением с использованием продуктов сгорания в газовой турбине после соответствующей очистки, безусловно, важны для далекой перспективы. Однако наиболее целесообразный способ использования твердых топлив энергетике — создание мощных энергоблоков на суперсверхкритических параметрах пара (ССКПП).

В Японии и Западной Европе (в первую очередь в Германии и Дании) вводятся пылеугольные энергоблоки мощностью 400—1100 МВт на начальное давление пара 25—27 МПа и температуру свежего и вторично перегретого пара 580—610 °С. Их КПД нетто, несмотря на все проблемы сжигания твердых топлив, необходимость в сероочистке и повышенных затратах электроэнергии на собственные нужды, достигает 45,0—45,5 %.

В рамках Евросоюза поставлена задача в течение 10 лет выполнить разработку профиля энергоблока на давление 37,5 МПа. КПД такого энергоблока в зависимости от типа топлива и климатических условий должен составлять 52—55 % (большие значения относятся к природному газу и более низкой температуре охлаждающей воды). Реализация этого проекта требует решения многих сложных проблем. Масштабы затрат и научные силы, направленные на его реализацию, говорят о том, что освоение ССКПП в настоящее время — это основной метод освоения твердых топлив энергетике.

Главная причина серьезного отставания в освоении ССКПП в России лежит в плоскости экономики. Использование ССКПП рентабельно только при достаточно дорогом топливе, когда затраты на их освоение и строительство реального энергоблока на ССКПП смогут достаточно быстро окупиться экономией затрат на топливо при эксплуатации. Это объясняет почему интерес к развитию пылеугольных ТЭС на ССКПП в Европе гораздо больше, чем в США, где твердое топливо дешевле. В России до последнего времени топливо всегда было сравнительно дешевым. Однако его удорожание, дефицит ресурсов газообразного топлива приведут к необходимости освоения ССКПП на пылеугольных ТЭС.

Генерация на основе жидкого топлива (мазута) используется либо на удаленных ТЭС и ТЭЦ (для них доставка жидкого топлива наиболее рентабельна), либо как резервное топливо при ограничении газоснабжения, например, в холодное зимнее время.

Атомная энергетика занимает важное место в энергетике России. За исключением Билибинской АЭС, состоящей из четырех энергоблоков с турбинами мощностью по 12 МВт, и Белоярской АЭС, состоящей из одного энергоблока на быстрых нейтронах БН-600, реактор которого питает 3 одинаковых турбины перегретого пара К-200-12,8 ЛМЗ, АЭС России оборудованы 30 мощными энергоблоками всего трех типов, среди них:

 6 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-400, каждый из которых питает паром по два быстроходных турбоагрегата мощностью 220 МВт (Нововоронежская и Кольская АЭС);

 11 энергоблоков с канальными реакторами РБМК-1000, каждый из которых подает пар на два быстроходных агрегата мощностью по 500 МВт (Ленинградская, Смоленская и Курская АЭС);

 8 энергоблоков с водоводяными корпусными реакторами ВВЭР-1000; все энергоблоки, кроме одного на Нововоронежской АЭС (также с двумя турбоагрегатами по 500 МВт), выполнены по схеме моноблока (Балаковская, Калининская и Волгодонская АЭС).

Все оборудование АЭС (реакторы, сепараторы-пароперегреватели, конденсаторы, вспомогательное оборудование), кроме паровых турбин, изготовлено российскими производителями. Все паровые турбины для АЭС с реакторами ВВЭР-440, ВВЭР-1000 и РБМК-1000 изготовлены Харьковским турбинным заводом (исключение составляет быстроходная паровая турбина К-1000-5,9/50 3-го энергоблока Калининской АЭС, введенного в эксплуатацию в декабре 2004 г.). Относительная однородность оборудования создает хорошие условия для его совершенствования, модернизации оборудования и эксплуатации, однако, этот процесс для энергетики страны серьезно затрудняется тем, что изготовителем турбин является Украина.

Из 30 работающих энергоблоков только 5 достигли проектного срока службы в 30 лет (2 энергоблока Нововоронежской АЭС и по одному энергоблоку Кольской, Ленинградской и Билибинской АЭС). После анализа результатов их эксплуатации и технического состояния срок службы этих энергоблоков был продлен. Таким образом, оборудование АЭС существенно «моложе» оборудования ТЭС, работающего на органическом топливе.

Главные технические особенности АЭС вытекают из особенностей их паропроизводящих установок — ядерных реакторов. По целому ряду физических и технических причин современные ядерные реакторы не могут генерировать пар высоких параметров. В них также весьма затруднительно организовать даже начальный и промежуточный перегрев пара, что необходимо для создания экономичной и надежной паротурбинной установки. Сегодня ядерные реакторы АЭС России для паровой турбины генерируют практически сухой насыщенный, температура которого вдвое меньше, чем на традиционных паросиловых энергоблоках. Следствием этого является низкий КПД термодинамического цикла турбоустановки АЭС. На АЭС только 1/3 теплоты, поступающей из реактора, превращается в электрическую мощность, а остальная теплота уносится охлаждающей водой конденсатора и рассеивается в окружающей среде. Несмотря на столь неэкономичное использование теплоты реактора, стоимость электроэнергии, отпускаемой АЭС существенно ниже, чем на ТЭС, так как доля топливной составляющей в стоимости электроэнергии на АЭС существенно меньше.

Компенсировать уменьшение работоспособности пара в турбоустановках АЭС для обеспечения такой же мощности можно только увеличением расхода пара. А это приводит к увеличению капиталовложений, которые растут медленнее, чем повышается мощность АЭС. Отсюда следует необходимость в максимально возможном увеличении мощности паросиловых установок АЭС, но тогда возникает сложнейшая и многозначная проблема пропуска громадного объемного расхода влажного пара с низкими скоростями выхода через последние ступени паровых турбин. Собственно история развития паротурбинной техники для АЭС — это история создания цилиндра низкого давления (ЦНД) максимальной пропускной способности.

К сожалению, ЛМЗ — единственный производитель турбин для АЭС в России — не может производить мощные тихоходные турбины для АЭС.

Другая важная техническая особенность ядерных реакторов — ограниченность регулировочного диапазона. Оболочки тепловыделяющих элементов (ТВЭЛ) способны выдержать без нарушения плотности только ограниченное число циклов изменения тепловыделения. Отсюда неспособность энергоблоков АЭС к реализации систематических изменений нагрузки, требуемых графиками потребления. По-видимому, в сложившейся ситуации проще одновременно со строительством АЭС вводить маневренные упрощенные ПГУ (о них шла речь выше), которые будут покрывать переменную часть графика электрической нагрузки.

Кроме своего прямого назначения — производства электроэнергии — гидроэнергетика решает дополнительно важнейшие для общества и государства задачи. Прямая выгода от них заключается в создании систем питьевого и промышленного водоснабжения; развитии судоходства; создании ирригационных систем в интересах сельского хозяйства; рыборазведении; регулировании стока рек, позволяющем осуществлять борьбу с паводками и наводнениями, обеспечивая безопасность населения.

Гидроэнергетика — ключевой элемент обеспечения системной надежности ЕЭС страны, так как располагает более чем 90 % резерва регулировочной мощности. Из всех существующих типов электростанций именно ГЭС наиболее маневренны и способны при необходимости существенно увеличить объемы выработки энергии в считанные минуты, покрывая пиковые нагрузки. Для тепловых станций этот показатель измеряется часами, а для атомных — сутками.

Важнейший элемент повышения надежности работы энергетических систем — развитие гидроаккумулирующих электростанций (ГАЭС). Графики потребления электроэнергии современных энергообъединений отличаются высокой степенью неравномерности, что создает трудности как с покрытием пиков, так и в еще большей степени с прохождением ночных провалов суточных графиков электрической нагрузки. Особенно актуальна эта проблема для энергосистем европейской части России, где преобладают низкоманевренные блоки ТЭС, ТЭЦ и АЭС. В этой ситуации ГАЭС обладают максимальными маневренными преимуществами. В отличие от других типов маневренных электростанций, способных покрывать только пиковые нагрузки, ГАЭС могут работать и в насосном режиме в период провала графика электрической нагрузки, обеспечивая более благоприятный базисный режим для ТЭС и АЭС. Дополнительно к основным функциям ГАЭС могут использоваться для регулирования частоты и напряжения в электрической сети, а при необходимости и к несению функций быстро вводимого аварийного резерва. Высокая маневренность ГАЭС определяется малым временем включения в работу, набора и сброса нагрузки. Так, пуск обратимых агрегатов ГАЭС из нерабочего состояния в турбинный режим с набором полной нагрузки занимает 2—3 мин. Время пуска этих агрегатов в насосный режим из нерабочего состояния в зависимости от мощности машин и способа пуска колеблется в пределах 5—6 мин, перевода из турбинного режима в насосный — 8—10 мин.

Зарубежный опыт эксплуатации ГАЭС и прошедший период эксплуатации единственной в России Загорской ГАЭС показал актуальность использования ГАЭС в крупных современных энергосистемах.

Особое значение имеет генерация на основе возобновляемых источников энергии (ВИЭ). Возобновляемая энергия — это энергия естественных природных процессов, происходящих на нашей планете постоянно или периодически. Солнечная энергия — первопричина и источник для таких видов ВИЭ, как энергия ветра, водных потоков, волн, энергия биомассы и рассеянного тепла окружающей среды. Геотермальная энергия — следствие процессов, происходящих в ядре Земли, а приливная — гравитационных явлений. Разные виды ВИЭ имеют существенно различную физическую сущность и характеристики. Однако многие из них обладают общими чертами. Так, естественная природная плотность (удельная мощность) потоков возобновляемой энергии невелика, что заставляет применять большие площади установок на ВИЭ для «перехвата» этих потоков (приемные поверхности солнечных установок, площадь, ометаемая ветроколесом, поле скважин геотермальной электростанции и т.п.). Например, плотность потока солнечной радиации у земной поверхности не превышает 1 кВт/м²; плотность энергии ветрового потока при скорости 10 и 5 м/сек соответственно 0,61 и 0,08 кВт/м². Большая площадь установок на ВИЭ приводит к повышенной материалоемкости и соответственно стоимости установленной мощности по сравнению с традиционными топливными энергоустановками. С другой стороны, отсутствие топливной составляющей существенно снижает эксплуатационные затраты. Другая особенность многих видов ВИЭ — их изменчивость во времени. Это либо закономерные изменения мощности потока энергии данного вида ВИЭ (приливная энергия), либо в основном случайные (ветер), либо закономерные изменения с наложением на них случайного фактора (солнечная энергия). Применительно к электроэнергетике это означает: ветровые, солнечные и в значительной мере приливные электростанции, замещая выработку электроэнергии на традиционных электростанциях, не замещают мощности и поэтому не участвуют в балансе мощностей. Указанного недостатка лишены геотермальные электростанции (ГеоТЭС), участвующие в балансе мощностей и могущие быть системообразующими. Энергоустановки на биомассе также могут работать стабильно, если поступление исходного сырья не носит сезонного характера.

Общее свойство всех видов ВИЭ — их существенно более благоприятные экологические характеристики по сравнению с топливом для традиционных энергоустановок. Поскольку физическая природа и соответственно технологии преобразования различных видов ВИЭ существенно различны, целесообразно рассматривать их раздельно.

Ресурсы солнечной энергии превышают мировое энергопотребление в 10⁴ раз. Они существенно больше, чем ресурсы всех других видов ВИЭ вместе взятых. Солнечная энергия обладает абсолютной экологической чистотой. Этот источник энергии потенциально способен решить для человечества на сколь угодно долгую перспективу задачи обеспечения энергией, пищей, а также сохранения на нашей планете естественной природной среды. Преобразование солнечной энергии в теплоту осуществляется с высоким КПД (50—60 %) и с помощью относительно простых технических средств. Использование солнечного излучения для производства тепла (главным образом для нагрева воды) получило в мировой практике наибольшее распространение. Однако в настоящее время использование солнечной энергии имеет ограниченные масштабы. Годовое производство тепла за счет солнечной энергии в мире составляет 77·10⁹ кВт·ч (тепловых).

Основной вид оборудования для установок и систем солнечного теплоснабжения и горячего водоснабжения — плоский солнечный коллектор, использующий поток солнечного излучения естественной плотности, эффективный при нагреве теплоносителя до 50—60 °С. Для получения более высоких температур используются оптические устройства в виде зеркал или линз, фокусирующих прямую солнечную радиацию на приемнике излучения. Наибольшую концентрацию солнечного излучения (до 10 тыс. раз) можно получить с помощью зеркальных концентраторов в виде параболоида вращения или круглых линз. Нагревая теплоноситель до высокой температуры, можно использовать паротурбинный цикл для производства энергии, как это делается на обычных электростанциях, работающих на органическом топливе. В солнечных паротурбинных электростанциях используются главным образом две схемы. По первой из них зеркала — гелиостаты, располагаемые на земле, фокусируют отраженные от них лучи на паровом котле, устанавливаемом на башне. Солнечные электростанции башенного типа мощностью от 1 до 10 МВт созданы в ряде стран, в том числе в бывшем СССР мощностью 5 МВт. Однако их технико-экономические показатели были неудовлетворительными. Лучшие характеристики имеют солнечные паротурбинные электростанции модульного типа. По этой схеме солнечная электростанция состоит из большого числа одинаковых модулей. Каждый из них содержит параболоцилиндрический отражатель, фокусирующий прямую солнечную радиацию в линию, вдоль которой расположен трубчатый приемник концентрированного излучения для нагрева теплоносителя. По данной схеме в Калифорнии (США) построено несколько солнечных электростанций суммарной мощностью 354 МВт. Однако и эти установки не достигли порога конкурентоспособности по сравнению с традиционными ТЭС. Более перспективным является производство электроэнергии за счет солнечного излучения с помощью полупроводниковых фотоэлектрических преобразователей (солнечных элементов), в которых происходит прямое преобразование световых квантов в электроэнергию. Первые более или менее эффективные солнечные элементы (КПД 6—8 %) на основе кремния созданы около полувека назад и сразу нашли применение в космической технике. Позднее началось и их наземное применение. В настоящее время КПД монокристаллических кремниевых элементов составляет 14—18 % при стоимости 4—6 долл./Вт. Суммарное мировое годовое производство солнечных элементов разных типов, среди которых кремниевые элементы составляют не менее 90 %, достигает 1,2·10⁶ кВт. Ежегодный прирост объема производства выражается десятками процентов. Сегодня в мире суммарная установленная мощность энергоустановок на основе фотопреобразователей составляет 4·10⁶ кВт, из них автономные установки имеют мощность 2,2·10⁶ кВт, сетевые — 1,8·10⁶ кВт.

Солнечная энергетика наиболее эффективна в районах с наиболее благоприятным «солнечным климатом», к которым относятся страны тропического и субтропического поясов. Россия в целом вследствие своего общего северного географического положения к ним не относится. Тем не менее в нашей стране имеются обширные регионы, в которых среднее годовое поступление солнечной радиации к земной поверхности превышает 1400 кВт·ч/м², что весьма благоприятно для использования солнечной энергии. К таким районам относятся Южный федеральный округ, южное Забайкалье, юг Хабаровского края, Приморье и некоторые другие районы. Помимо климатических Россия имеет и научно-технические, и производственные предпосылки для развития солнечной энергетики. В стране налажено промышленное производство основных видов оборудования для использования солнечной энергии — фотоэлектрических преобразователей и солнечных коллекторов.

Энергия ветра (воздушного потока) пропорциональна третьей степени его скорости. Так, мощность ветроустановки при скорости ветра 20 м/с в 64 раза больше, чем ее мощность при скорости ветра 5 м/с. Современные ветроэнергетические установки (ВЭУ) мощностью более 100 кВт работают в диапазоне скоростей ветра от 5—6 до 20—25 м/с. Номинальная мощность ветроустановки обеспечивается при 10—14 м/с. Ветроустановка не может полностью использовать всю энергию ветрового потока. Теоретически предел составляет 0,59. Современные ветроустановки имеют коэффициент использования энергии ветрового потока 0,4—0,45. Ветровая энергия распределена по поверхности земли неравномерно. Естественно, что наиболее эффективно ветроустановки могут быть использованы в районах с достаточно высокими значениями скорости ветра. Районами, благоприятными для их применения, являются те, где среднегодовая скорость ветра превышает 5—6 м/с. Но и в этих районах использование установленной мощности не превышает 2500 кВт в год и лишь в некоторых пунктах достигает 3000 кВт в год. Иными словами, коэффициент использования установленной мощности составляет от 0,23 до 0,33.

Ветер наиболее непостоянный источник энергии среди всех других видов ВИЭ. Тем не менее, ветровая энергия лидирует по сравнению с другими видами ВИЭ в применении с целью получения электроэнергии. В настоящее время в мире установленная мощность ветроэлектрических установок и станций составляет 48•10⁶ кВт. В зарубежной практике применяются в основном сетевые ВЭУ^*, т.е. ВЭУ, интегрированные в энергосистему. При этом энергосистема демпфирует колебания мощности подсоединенных к ней ВЭУ. При доле мощности ВЭУ выше 10—15 % от суммарной мощности энергосистемы резкие колебания мощности ВЭУ могут вызвать нестабильность параметров в энергосистеме, прежде всего частоты.

Современные сетевые ВЭУ — крупные ветроагрегаты единичной мощностью 1—5 МВт. Диаметр ветроколеса ВЭУ мощностью 4 МВт составляет около 100 м, а высота башни, на которой крепится гондола и ветроколесо — не менее 80 м. Наряду с крупными сетевыми ВЭУ используются и более мелкие установки мощностью от сотен ватт до десятков киловатт. Они применяются для энергоснабжения отдельных автономных потребителей в сочетании либо с электрическими аккумуляторами, либо с дизель-генераторами, чтобы обеспечить постоянное энергоснабжение.

Несмотря на колебания скорости ветра (ветровой энергии), широкое применение ветроустановок объясняется относительно невысокими удельными капитальными затратами на их создание, порядка 1000 долл./кВт, что ниже, чем при создании энергоустановок на любом другом ВИЭ, за исключением биомассы. Применение ветроустановок не связано с какими-либо выбросами в окружающую среду. Однако их экологичность — предмет дискуссий. Опасения вызывают акустические воздействия и опасность для птиц. Чтобы избежать этих опасений ВЭУ устанавливают в удалении от жилья и вдали от путей массового перелета птиц. В России к наиболее благоприятным районам для применения ветроустановок со среднегодовой скоростью ветра 6-8 м/с относятся побережья северных морей и Тихого океана. В континентальных районах страны, за некоторыми исключениями, среднегодовая скорость ветра составляет 3—4 м/с. Ветроэнергетика в России не имеет такого масштабного развития, как во многих зарубежных странах. Суммарная установленная мощность российских сетевых ВЭУ около 10 МВт. Тем не менее, Россия имеет все потенциальные возможности для развития ветроэнергетики, которые состоят в наличии достаточного потенциала ветровой энергии и освоенного промышленного производства ветроустановок мощностью от единиц кВт до 1 МВт.

Технологические приоритеты в ветроэнергетике состоят в повышении технико-экономических показателей ветроэлектрических установок и станций до уровня полной конкурентоспособности по сравнению с топливными энергоустановками, разработке и практическом применении автоматизированных комбинированных ветро-дизельных энергоустановок для энергоснабжения автономных потребителей.

Геотермальная энергетика использует подземное тепло, содержащееся на глубине, доступной буровой технике сегодняшнего дня. В целом использование геотермальной энергии возможно и целесообразно в районах, где гидротермальные ресурсы расположены на относительно небольшой глубине, особенно в районах вулканической активности, в которых имеются парогидротермальные источники. Поэтому геотермальная энергетика локализована по указанным месторождениям и не может быть повсеместной.

В настоящее время в мире суммарная установленная мощность ГеоТЭС около 9•10⁶ кВт. Они работают главным образом на парогидротермальных месторождениях.

В России месторождения парогидротерм имеются только на Камчатке и Курильских островах. На Камчатке (в дополнение к Паужетской ГеоТЭС, введенной еще в 1967 г.) в последние годы построены Верхне-Мутновская (12 МВт) и Мутновская ГеоТЭС (50 МВт), что составляет существенную часть энергетики полуострова. Более распространенными являются месторождения термальных вод с температурой около и более 100 °С. В России они имеются главным образом на Северном Кавказе, в Западной и Восточной Сибири. Геотермальный флюид с указанной температурой может быть использован в двухконтурных геотермальных энергоустановках с низкокипящим рабочим телом во втором контуре. Турбины на таких рабочих телах могут быть применены и на парогидротермальных ГеоТЭС для утилизации тепла отработавшего флюида и дополнительной выработки электроэнергии. Применение геотермальных энергоустановок на низкокипящих рабочих телах позволит существенно расширить географию геотермальной энергетики. Наряду с производством электроэнергии геотермальные ресурсы широко применяются для теплоснабжения. Суммарное годовое производство тепла на этой основе в мире составляет 13•10⁹ кВт•ч (тепловых).

Приоритетные технологические направления в геотермальной энергетике: освоение и широкое применение двухконтурных ГеоТЭС на низкокипящих рабочих телах, что существенно расширит область ее применения, а также позволит значительно повысить КПД парогидротермальных ГеоТЭС; повышение экологичности ГеоТЭС и систем геотермального теплоснабжения, поскольку добываемый геотермальный флюид может содержать вредные вещества, в том числе в виде растворенных газов. Последние могут выделяться из флюида в технологическом цикле ГеоТЭС. Поэтому отработавший флюид должен закачиваться обратно в пласт. Предварительно в нем должны быть растворены выделившиеся газы, если они представляют опасность для окружающей среды. Эта технология реализована в России на Мутновской ГеоТЭС, являющейся полностью экологически чистой. Подавляющая часть оборудования Мутновской ГеоТЭС сделана в России. Значительная часть капитальных затрат приходится на бурение и обустройство геотермальных скважин, а также на разведочное бурение. Эта проблема — общая и для нефтяной и газовой промышленности — гораздо масштабнее, чем геотермальная энергетика. Все технологические достижения в области бурения в нефтяной и газовой промышленности могут быть и должны использоваться и в геотермальной энергетике.

Малую гидроэнергетику относят к нетрадиционной энергетике, тем не менее она отличается от «большой» только уровнем мощности. Принято считать, что к малым относятся ГЭС, установленная мощность которых не превышает 30 МВт при мощности единичного агрегата не более 10 МВт. В малой гидроэнергетике выделяют также категорию микроГЭС, мощность которых колеблется от сотен ватт до десятков киловатт.

В бывшем СССР малые ГЭС имели достаточно широкое распространение. В 50-е гг. прошлого века их число превышало 6,6 тыс. при суммарной установленной мощности 332 МВт. В последующем их число резко снизилось. Тенденция к сокращению числа малых ГЭС в этот период наблюдалась во многих странах. В последнее время эта тенденция сменилась на обратную. В настоящее время в мире суммарная установленная мощность малых ГЭС 61•10⁶ кВт. Малая гидроэнергетика — бурно развивающееся направление. Мощность малых ГЭС невелика, поэтому они, по сравнению с крупными ГЭС, оказывают минимальное негативное влияние на окружающую среду или вообще экологически безопасны. В России потенциал малой энергетики весьма велик. Наибольшая его часть приходится на Дальневосточный и Восточно-Сибирский регионы.

Приоритетные технологические направления в малой гидроэнергетике состоят в унификации и стандартизации оборудования, на высоком уровне его заводской сборки с целью его удешевления, доведении автоматизации оборудования до уровня, не требующего присутствия на ГЭС обслуживающего персонала.

Приливные электростанции (ПЭС) пока еще не получили широкого распространении. Однако сегодня, после 40 лет успешной эксплуатации пионерных в мире ПЭС РАНС во Франции и Кислогубской ПЭС в России, можно с уверенностью сказать, что приливные электростанции устойчиво работают в совре­менных энергосистемах, выдавая гарантированно постоянную в течение месяца, возобновляемую и экологически чистую электроэнергию.

В настоящее время в мире разведано более 100 створов ПЭС с экономически целесообразным энергопотенциалом 4000 ГВт и возможной выдачей электроэнергии более 200 ГВт ч. В России по результатам проведенных в последнее время НИР и ПИР в ближайшее время представляется целесообразным создание Северной ПЭС (15 мВт) и мощных Мезенской (8 ГВт) и Тугурской (4 ГВт) ПЭС. В более отдаленной перспективе рассматривается строительство Пенженской ПЭС (80 ГВт).

Приоритетные технологические направления в использовании энергии приливов:

• Использование наплавного способа возведения ПЭС с созданием наплавных блоков в заводских условиях, транспортировке их по морю и посадке блоков в створ ПЭС. Использование наплавной технологии снижает затраты на строительство ПЭС практически вдвое.

• Применение на ПЭС новых ортогональных гидротурбин (ось вращения расположена поперек потока), которые за счет снижения материалоемкости и технологической простоты изготовления позволяют снизить стоимость гидросилового оборудования более чем в два раза по сравнению с традиционными осевыми гидротурбинами.

• Сглаживание характерной для ПЭС неравномерности выдачи мощности (периодичность приливов и отливов) за счет использования высокотехнологичных технологий аккумуляции электроэнергии (производство водорода, использование инерционных накопителей энергии, эффективных прибрежных ГАЭС).

Для реализации перечисленных технологий в створе Кислогубской ПЭС сооружен типовой наплавной блок-модуль ПЭС Мезенской ПЭС с ортогональным гидроагрегатом, который послужит прямым прототипом для строительства мощных ПЭС.

В проектируемой в настоящее время Северной ПЭС предусматривается создание экспериментального модуля по промышленному производству водорода.

Проведенные в последнее время на блок-модуле Мезенской ПЭС исследования подтвердили эффективность предлагаемых технологических направлений использования энергии приливов.

Непосредственное использование рассеянного тепла окружающей среды (грунта, воды, воздуха) возможно, если в данной среде имеется естественный природный градиент температуры. Например, в водоемах верхний слой воды, нагреваемый солнцем, теплее нижележащих, более глубоких слоев. В некоторых местах в силу местных климатических и гидрологических особенностей такой градиент в водных слоях достигает значений, при которых возможно применение тепловой машины. На этом принципе созданы экспериментальные энергоустановки, которые, однако, не были эффективны в силу низкого термодинамического КПД. Использование рассеянного температурно однородного тепла невозможно без затраты энергии извне. Устройствами, позволяющими использовать ресурсы низкопотенциального тепла различных природных сред, являются тепловые насосы. Теплонасосная установка (ТНУ) реализует по существу цикл холодильной машины. Затрачивая на работу компрессора единицу энергии и используя низкотемпературное тепло какой-либо из природных сред при температуре (например, 0—20 °С), ТНУ способна отдать потребителю тепловую энергию на температурном уровне 50—60 °С в количестве, которое в 3—5 раз превышает затраты энергии на привод компрессора. Таким образом, коэффициент трансформации энергии в ТНУ в данном примере 3—5. Если на привод компрессора расходуется электроэнергия, полученная на топливной электростанции с КПД, например, 0,35, то при коэффициенте трансформации энергии, равном трем, экономии первичного топлива мы не получим. Если же этот коэффициент выше, можно говорить об экономии первичного топлива. Коэффициент трансформации энергии возрастает при уменьшении разности температур. Поэтому с помощью ТНУ выгодно использовать сбросное тепло промышленных предприятий (стоки теплой воды, вентиляционные выбросы воздуха из обогреваемых помещений, канализационные стоки и т.п.) или термальную воду. Если применение ТНУ позволяет отказаться от прямого использования электроэнергии для теплоснабжения, то достигается значительная экономия энергии. ТНУ, применяемые для теплоснабжения и горячего водоснабжения в коммунальной сфере, выгодно отличаются от топливных котельных экологической чистотой. ТНУ находят в мире широкое применение. Их число составляет миллионы. В России имеются организации и фирмы как производящие оборудование, так и осуществляющие проектирование, монтаж и наладку ТНУ.

Когда говорят об энергии биомассы, то под термином «биомасса» понимается органическое вещество растительного и животного происхождения. Это органическое вещество используют для получения энергии. Биомасса может быть отнесена к возобновляемым источникам энергии только в случае, если ее потребление, например, в годичном цикле не превышает ее естественного прироста в этом цикле. На протяжении истории человечества, когда использовалось только растительное топливо, этот баланс не соблюдался. В результате лесов на земле значительно поубавилось.

Биомасса обладает всеми характеристиками, присущими ископаемому топливу: ее можно запасать и транспортировать, использовать для получения тепла и электроэнергии. К биомассе относятся древесина и отходы лесозаготовок и лесопереработки, отходы сельского хозяйства, в том числе животноводства, бытовые отходы в городах и населенных пунктах. Биомасса может быть использована термической или биологической конверсией. Термическая конверсия путем прямого сжигания издавна использовалась человечеством. Но это наименее эффективный способ использования биомассы. Более прогрессивный способ — пиролиз и газификация, в процессе которых могут быть получены более калорийные и удобные для использования виды газообразного и жидкого, в том числе моторного топлива. При биологической конверсии осуществляется анаэробное метановое сбраживание биомассы с получением биогаза, основной компонент которого метан. Продуктом биологической конверсии отходов сельского хозяйства (помимо биогаза) являются также высококачественные экологически чистые удобрения.

Основной вид используемой биомассы — древесина и отходы деревообработки. Россия обладает лесными ресурсами, составляющими 24 % мировых. Годовой прирост древесины достигает 1æ10⁹ м³, возможная ежегодная добыча 38 млн. т у.т. Качество древесины как топлива делает ее пригодной для использования в энергоустановках относительно малой мощности. Газогенераторная установка, работающая на древесине, в восточных лесных районах страны вполне конкурентоспособна с дизель-электрической установкой сопоставимой мощности. В России выпускается оборудование для таких газогенераторных установок, а также комплектное оборудование различной производительности для биологической конверсии биомассы. Экологическое значение использования биомассы в виде различных отходов сельскохозяйственного и бытового происхождения трудно переоценить.

Приоритетная технология в использовании биомассы — повышение эффективности процессов получения моторного и другого более удобного для применения и более калорийного топлива по сравнению с исходным материалом.

Водород как энергоноситель не относится к возобновляемым источникам энергии, но водородная энергетика вполне соответствует понятию «нетрадиционная» энергетика. Главное преимущество водорода — экологическая чистота, так как продукт его прямого сгорания или применения в электрохимических генераторах (топливных элементах) вода.

Основная трудность в реализации водородной энергетики (в том числе и при использовании водорода как топлива для транспортных средств) в том, что в природе водород как таковой отсутствует, он находится в химическом соединении с другими элементами, главным образом с кислородом (вода) и углеродом (углеводороды). Таким образом, прежде чем использовать водород, его надо получить. Для этого требуется затратить энергию. Один из основных способов получения водорода — электролиз воды. Далее полученный водород можно сжигать в паротурбинном цикле для получения электроэнергии либо использовать с той же целью в топливных элементах. Их КПД достигает 70 %. КПД электролизера не превышает 0,8—0,9, поэтому суммарный КПД системы электролизер—топливный элемент около 0,6. Чтобы получить на выходе системы единицу электроэнергии нужно затратить в электролизере 1,6—1,7 единиц энергии.

При конверсии углеводородов с получением водорода затрачивается меньше энергии, чем при электролизе воды. Однако углеводороды сами по себе качественные виды топлива, в том числе моторного.

По энергоемкости на единицу массы водород существенно превосходит любые другие энергоносители, но уступает им всем по объемному показателю, т.е. по энергоемкости на единицу объема. Поэтому хранение водорода, в том числе на борту транспортного средства, достаточно серьезная проблема.

Проблема водородной энергетики активно разрабатывается, обсуждается в научной печати и на многочисленных конференциях вот уже более тридцати лет, тем не менее эта проблема содержит больше вопросов, чем ответов. Можно лишь обозначить приоритетные задачи в области водородной энергетики: повышение эффективности реформинга углеводородного топлива с получением водорода, в том числе на борту транспортного средства; повышение эффективности паровой конверсии угля с выделением водорода из получаемого синтез-газа; исследование возможностей получения водорода из биомассы с помощью биологической конверсии; повышение объемной энергоемкости при хранении водорода путем применения наноразмерных структур вместо металлогидридов. Водородная энергетика в начале долгого пути, который ей предстоит пройти.