1.2 Концепция энергетической стратегии России

Энергетическая Стратегия должна обновляться не реже одного раза в пять лет. В этой связи Правительством Российской Федерации было принято решение о корректировке Энергетической стратегии России на период до 2030 года с ее пролонгацией до 2035 года.

Главным содержанием ЭС-2035 является проблематика оптимального обеспечения России топливом и энергией во взаимоувязке с прогнозом развития экономики страны. В то же время ЭС-2035 представляет интерес для производственных и иных структур, поскольку позволяет оценить направления и масштабы взаимодействия топливно-энергетического комплекса (ТЭК) с отраслями экономики и промышленности, а также влияние энергетической составляющей на перспективную экономику производства. При численности населения России около 2,5% от всего населения Земли, страна располагает 45% потенциальных мировых запасов природного газа, 13% нефти, 23% угля и 14% урана, т.е. в целом почти 30% всего энергетического природного потенциала Планеты. Россия добывает и производит более 10% всех первичных энергоресурсов в мире.

Тепло­вая энергетика развивается по нескольким взаимно связанным направлениям:

• укрупнение (повышение единичной мощности) энергетических установок и электростанций;

• повышение экономичности преобразования тепла топлива в электроэнергию, которое достигалось путем совершенствования термодинамических циклов, схем установок и оборудования;

• применение комбинированного производства элек­троэнергии и тепла.

Целью этого развития являлось удовлетворение растущих нужд экономики, уменьшение необходимых для этого издержек и сохранение среды обитания.

Особенностью российской электроэнергетики яв­ляется широкое применение комбинированной выра­ботки электроэнергии и тепла и централизованного теплоснабжения от электростанций.

Россия - холодная страна. На выработку тепла в ней затрачивается около 400 млн. т условного топлива, что составляет более 40% общего потребления всех ви­дов топлива в стране. Тепло вырабатывается в России на ТЭЦ (241 станция общего пользования + 244 про­мышленные станции) и в котельных разной производи­тельности. Более 70% тепла производится в системах централизованного теплоснабжения, из него около 45% - на ТЭЦ преимущественно паром из отборов турбин.

Комбинированная выработка электроэнергии и тепла для централизованного теплоснабжения коммерчески применялась уже перед Второй мировой войной. После 1950 г. много внимания было уделено повышению экономичности ТЭЦ. Параметры свежего пара были повышены: давление до 13 МПа, температура до 565°С. В 1957 г. была изготовлена

первая паровая турбина мощностью 50 МВт с промышленным (1,3 МПа) и

теплофикационным (0,25 МПа) отборами пара; в 1962 г. - паровая турбина

мощностью 100 МВт с двух ступенчатым подогревом сетевой воды при давлениях в отборах 0,05 - 0,2 и 0,06 - 0,25 МПа, со специальным пучком для подогрева сетевой воды в конденсаторе; в 1970 г. - паровая турбина мощностью 250 МВт со сверхкритическим давлением свежего пара (24 МПа, 540°С) и промперегревом до 540°С. Обе последние были предназначены для покрытия отопительных на грузок. Параллельно повышалась мощность турбин, от которых отбирался пар на производство. В 1973 г. была изготовлена такая турбина мощностью 135 МВт.

В настоящее время общая мощность ТЭЦ РАО "ЕЭС России" составляет 63 млн. кВт (48% общей мощности холдинга), мощность ТЭЦ других владельцев - еще примерно 15 млн. кВт. В основном РАО "ЕЭС России" принадлежат ТЭЦ высокого (14 МПа) и сверхкритического (24 МПа) давления; их общая мощность 52 млн. кВт. Эти ТЭЦ работают с годовым числом часов использования электрической мощности 4 - 5,5 тыс.ч. тепловой мощности 3-4 тыс. ч.

Комбинированная выработка электроэнергии и тепла дает годовую экономию условного топлива не менее 20 млн. т.

В последние 10-15 лет достигнуты большие успехи в области аэродинамики турбин, конструирования и технологии изготовления энергетического оборудования. Его всестороннее совершенствование и оптимальное проектирование энергоблоков и электростанций позволило повысить их КПД до 42% при докритических и 43-43,5% при традиционных сверхкритических параметрах пара при выполнении самых жестких природоохранных требований.

Использование этих достижений в отечественной практике позволило при проектировании буроугольного блока № 3 мощностью 200 МВт для Харанорской ГРЭС, который планируется пустить в 2007 г., повысить КПД при параметрах пара 14 МПа, 560/560°С до 41% и более и снизить удельный расход тепла по сравнению с типовыми блоками К-200 на 10%.

Параллельно осваивались жаропрочные стали с со держанием 9 - 12% хрома. Их применение для изготовления массивных необогреваемых деталей (паропроводов, роторов и корпусов турбин, арматуры) позволило повысить параметры пара до 29 МПа, 600/620°С и КПД угольных энергоблоков до 45 - 47% . Такие блоки на каменном угле мощностью 380 - 1050 МВт (с двухвальной турбиной) успешно эксплуатируются в Дании и Японии. Лучшие японские энергоблоки работают с КПД 45 - 46%, датские на более холодной циркуляционной воде с более глубоким вакуумом с КПД на 2 - 3% выше. В ФРГ построены и эксплуатируются энергоблоки на буром угле мощностью до 1 млн. кВт с параметрами пара до 27 МПа, 58О/6ОО°С и КПД до 43% и разработан "образцовый" энергоблок мощностью 600 МВт на каменном угле. Удорожание электростанций с мощными (600 - 800 МВт) блоками при повышении параметров пара и использовании для этого более дорогих сталей оценивается в 2,5% при повышении КПД с 43 до 45% и в 5,5% - при повышении до 47%. Это удорожание окупается при высокой стоимости угля .

Опытно-промышленный энергоблок СКР-100 с котлом производительностью 720 т/ч и предвключенной турбиной мощностью 100 МВт на 30 МПа/650°С проработал в 60-е годы на Каширской ГРЭС свыше 30 тыс. ч.

Современные разработки, проведенные совместно с отечественными заводами, показали, что создание в России энергоблока с параметрами пара 30 МПа, 600/600°С мощностью 300-600 МВт и КПД около 46% реально в ближайшие годы.

Ранние проекты энергетического оборудования на суперкритические параметры пара были ориентированы на использование аустенитных сталей, для которых характерны большие коэффициенты линейного расширения и низкая теплопроводность, вызывающие трудности при эксплуатации изготовленных из них массивных деталей при неизбежных для энергоблоков циклических режимах.

Сейчас для перспективных энергоблоков следующего поколения узлы, работающие при наивысших давлениях и температурах (трубы последних пучков котельных пароперегревателей, выходные коллекторы, паропроводы, корпуса и роторы турбин), предполагается изготавливать из никелевых сплавов, которые активно исследуются в Европе, США и Японии. При их использовании возможно повышение температуры перегретого пара до 750°С, а в перспективе даже до 870°С.

Соединенными усилиями научных организаций и фирм европейских стран, которые финансируются Европейским союзом, разрабатывается проект пылеугольного энергоблока с параметрами свежего пара 37,5/700°С и двойным промперегревом до 720°С при давлениях 12 и 2,35 МПа. При давлении в конденсаторе 1,5-2,1 кПа КПД такого блока должен быть 50%, а при дальнейшем развитии может достичь 53-54%. Прорабатываются новые компактные компоновки для уменьшения потребности в наиболее дорогих материалах и удельной стоимости энергоблока, которая пока ожидается очень высокой.

За последние 10 - 15 лет имевшийся в электроэнер­гетике и энергомашиностроении потенциал в значите­льной мере утрачен. Практически прекратились разра­ботки перспективного оборудования и строительство новых электростанций. Редкими исключениями явля­ются разработки газовых

турбин, ставшие значительным ша­гом вперед, но не устранившие имевшегося отставания.

С учетом физического износа и морального старе­ния оборудования российская электроэнергетика остро нуждается в обновлении. В настоящее время, однако, нет экономических условий для активного инвестиро­вания в нее. В случае возникновения таких условий в ближайшие годы отечественные научно-технические организации смогут разрабатывать и выпускать необ­ходимое для энергетики перспективное оборудование. Освоение его производства будет связано с крупными затратами, а применение - до накопления опыта - с определенным риском для владельцев электростанций. Надо искать источник компенсации этих затрат и рис­ков, поскольку ясно, что собственное производство уни­кального энергетического оборудования соответствует национальным интересам страны.

Важнейшим для решения энергетических задач, в частности в области тепловых электростанций, дол­жны стать исследования для совершенствования изве­стных и разработки новых технологий производства электроэнергии и тепла. Средства, выделяемые для этих исследований в последние годы, ничтожны, а ор­ганизация их оставляет желать лучшего. В результате из страны, разрабатывающей технологии, мы превра­щаемся в страну, потребляющую их.

Техническая политика, организация фундаменталь­ных и прикладных исследований в энергетике, созда­ние объектов для демонстрации новых технологий и оборудования должны стать государственным делом. Необходимо резко увеличить инвестиции из бюджета и создать условия для привлечения к выполнению иссле­дований в энергетике частных средств. Государство должно активно участвовать в определении направле­ний научно-исследовательских работ и оборудования, разделять связанные с ними риски. Последнее особен­но важно в условиях рыночной экономики, когда част­ные компании, работающие в условиях конкуренции и не имеющие еще необходимого опыта, традиций и вку­са к техническим инновациям, всячески экономят на науке.

Итак подводя итог: необходимо разрабатывать и внедрять энергосберегающие технологии, повышать КПД существующих энергоустановок, внедрять в энергетику возобновляемые источники энергии [2].