Лекция 15-16 (раздел 8) Основы анализа и выбора рационального способа использования источников энергии теплотехнологий

Введение

Международное энергетическое агентство (МЭА) выпустило Обзор мировой энергетики за 2007 год (WORLD ENERGY OUTLOOK 2007). Обзор показывает, что выбор альтернативных сценариев развития энергетики перестаёт быть интеллектуальным упражнением, а становится неотложной необходимостью. Развитие экономики в Китае и Индии ведёт к беспрецедентному росту уровня жизни в этих странах, расширению мировой торговли и одновременно – к стремительному росту потребления энергии. Но изменения в мировой энергетике в ближайшие десятилетия затронут не только эти две страны, а практически все страны мира. Согласно базовому сценарию МЭА, мировая потребность в энергии возрастёт к 2030 году в полтора раза по сравнению с нынешним уровнем. 45 процентов этого прироста придётся на долю Индии и Китая, потребности которых к 2030 году более чем удвоятся по сравнению с 2005 годом.   Ископаемые энергоресурсы по-прежнему будут доминировать в производстве энергии. Самый быстрый рост приходится на долю угля в результате строительства угольных ТЭС в Китае и Индии. Это вызовет рост эмиссии СО2 в прогнозируемый период почти на 60 процентов. Уже в текущем году Китай обойдёт США в качестве самого обильного источника парниковых газов в мире, а уже к 2015 году к этим двум странам вплотную приблизится Индия.   Зависимость потребителей энергии от импорта нефти и газа с Ближнего и Среднего Востока и из России возрастёт. В базовом сценарии нетто-импорт сырой нефти в Китай и Индию взлетит с 5,4 миллионов баррелей в день в 2006 году до 19,1 миллиона в 2030 году, что превысит сегодняшний совокупный импорт США и Японии. Если не будут осуществлены крупные инвестиции на Ближнем и Среднем Востоке, то нельзя исключить крупномасштабный кризис в нефтеснабжении. Без перехода к альтернативным сценариям, предполагающим более активную экономию энергии и поиск новых её источников, будущее мировой энергетики выглядит, по мнению авторов обзора, весьма пасмурно

ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ АНАЛИЗА РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЭНЕРГОРЕСУРСОВ

Разработка системы показателей результативности государственной энергетической политики и методов их использования при реализации Энергетической стратегии России

 

Этап 2 - Разработка математической модели для оценки результативности государственной энергетической политики. Анализ по итогам 2004 года динамики показателей хода реализации Энергетической стратегии. Прогноз динамики ключевых показателей результативности Энергетической стратегии России на период до 2015 года. Оценка последствий отклонения показателей результативности энергетической стратегии от прогнозных параметров.

 

Заказчик - ОАО "Газпром"

Научный руководитель: член-корр. РАН А.А. Макаров

 

Объект исследования: Энергетическая политика России на период до 2030 г. Ключевые показатели хода реализации ЭС-20. Цель работы: Формирование системы показателей результативности государственной энергетической политики, определение отклонений от ЭС-20. Полученные результаты. В соответствии с техническим заданием представлена методика и уточнён состав ключевых показателей для оценки результативности государственной энергетической политики. Выполнен анализ по итогам 2004 г. и I полугодия 2005 г. показателей хода реализации ЭС-20 и прогноз на период до 2015 г. Оценены последствия возникающих отклонений от ЭС-20 для экономики страны. Подготовлены предложения для органов исполнительной власти по обеспечению планируемых темпов роста экономики. Область применения. Выполненные исследования позволят органам исполнительной власти принимать оперативные решения по обеспечению программы развития отраслей ТЭК и темпов роста экономики, снижении рисков энергетической политики.

Разработка программы комплексного освоения ресурсов углеводородного сырья Северо-Западного региона России на период до 2020 года

Этап 3.2. Разработка сценариев потребления углеводородных ресурсов в Северо-Западном федеральном округе при различных сценарных условиях социально-экономического развития региона на период до 2020 года

Заказчик - Федеральное государственное унитарное предприятие "Институт геологии и разработки горючих ископаемых" Руководитель - д.т.н. С.П. Филиппов

Объектом рассмотрения в работе является народное хозяйство Северо-Западного федерального округа и его основных топливодобывающих субъектов (республика Коми, Архангельская область, в том числе Ненецкий автономный округ, Мурманская область, Калининградская область). Цель работы состояла в разработке прогнозов потребностей народного хозяйства Северо-Западного федерального округа и его основных топливодобывающих субъектов в углеводородных топливах на перспективу до 2020 года. Прогноз составлен для двух сценариев социально-экономического развития региона на период до 2020 года: умеренного и оптимистического, - разработанных в ГУ "Институт энергетической стратегии". В результаты выполнения НИР подготовлены прогнозы потребностей Северо-Западного федерального округа и его основных топливодобывающих субъектов в углеводородных топливах на перспективу до 2020 года. На основе полученных данных и с использованием результатов прогнозирования добычи и переработки углеводородных топлив в регионе, подготовленных ФГУП "ВНИГРИ", ФГУП "ИГиРГИ" и ОАО "ВНИИНП", сформированы прогнозные топливно-энергетические балансы Северо-Западного ФО и его субъектов на период до 2020 года.

Прогноз финансово-экономического состояния отраслей ТЭК в условиях реализации масштабных инвестиционных проектов

Этап 2 - Прогноз финансово-экономического состояния отраслей ТЭК на период до 2020 г.

Руководитель: зам.директора по научной работе д.т.н. С.П. Филиппов Заказчик - МЭРТ

Цель данной работы заключается в разработке прогнозов финансово-экономического состояния отраслей ТЭК на период до 2020 года с анализом возможных макроэкономических последствий от реализации этих прогнозов. Процесс выполнения НИР включал:

• Разработку прогнозов финансово-экономического состояния электроэнергетики (с учётом централизованного теплоснабжения) на период до 2020 года с обоснованием изменений тарифов на электроэнергию в условиях реализации масштабных инвестиционных проектов.

• Разработку прогнозов финансово-экономического состояния газовой промышленности (включая магистральный трубопроводный транспорт) на период до 2020 года с обоснованием изменений тарифов на газ в условиях реализации масштабных инвестиционных проектов.

• Разработку прогнозов финансово-экономического состояния нефтедобывающей и нефтеперерабатывающей промышленности на период до 2020 года в условиях реализации масштабных инвестиционных проектов.

• Разработку прогнозов финансово-экономического состояния угольной промышленности на период до 2020 года в условиях реализации масштабных инвестиционных проектов.

• Анализ возможных последствий для экономики страны от реализаций вариантов тарифно-инвестиционной политики в электроэнергетике и газовой промышленности на перспективу до 2020 года.

В результате выполнения НИР получены численные данные и аналитические материалы для анализа прогнозных вариантов производственно-финансового развития отраслей топливно-энергетического комплекса и его влияния на развитие экономики России на период до 2020 года.

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ И ПЕРСПЕКТИВ ДОСТИЖЕНИЯ СТРАТЕГИЧЕСКИХ ОРИЕНТИРОВ ГОСУДАРСТВЕННОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ПОЛИТИКИ В СФЕРЕ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ Руководитель – д.т.н. С.П. Филиппов Заказчик ФГУП «ГМЦЭ» Минэнерго Объектом НИР являются методические вопросы комплексной оценки состояния и перспектив достижения стратегических ориентиров государственной энергетической политики в сфере энергетической эффективности. Цель НИР заключается в разработке Методики комплексного анализа реализации Энергетической стратегии России на период до 2020 г., позволяющей подготовить научно обоснованные рекомендации в сфере энергетической эффективности по первоочередным мероприятиям государственного сопровождения Энергетической стратегии в виде предложений к проекту плана действий Правительства Российской Федерации на очередной год. Энергосбережение (в широком смысле) рассматривается в качестве практического инструмента повышения энергоэффективности экономики страны. В связи с этим обсуждены теоретические и методические проблемы энергосбережения, включая вопросы классификации направлений энергосбережения, прогнозирования энергосбережения, определения потенциалов энергосбережения, реализации потенциалов энергосбережения, управление энергосбережением. Изложены основы двух методических подходов (имитационного и оптимизационного) к разработке перспективных топливно-энергетических балансов спроса и предложения ТЭР. Формирование таких балансов является одной из важнейших процедур количественной оценки эффективности энергосбережения. Представлен состав задач формирования прогнозных топливно-энергетических балансов. Изложены процедуры разработки системы прогнозных топливно-энергетических балансов. Дана математическая постановка задачи формирования прогнозных топливно-энергетических балансов. В рамках выполнения второго этапа НИР разработана Методика комплексной оценки состояния и перспектив достижения стратегических ориентиров государственной энергетической политики в сфере энергетической эффективности и выполнены расчеты соответствующих индикаторов, иллюстрирующие эффективность применения данной Методики. В подготовленных Методических положениях комплексной оценки состояния и перспектив достижения стратегических ориентиров Энергетической стратегии России до 2020 года обобщен накопленный в Институте энергетических исследований Российской Академии Наук (ИНЭИ РАН) многолетний опыт разработки, мониторинга и анализа реализации энергетических стратегий и энергетических программ страны и регионов. Методические положения предназначены для специалистов органов государственного управления энергетикой, сотрудников научно-исследовательских институтов и организаций, занимающихся проблемами развития и функционирования топливно-энергетического комплекса страны и регионов, а также бизнес-сообщества, осуществляющего свою деятельность в сфере энергетики. Формирование и финансово-экономическая оценка вариантов развития газовой отрасли на период до 2030 г.   Заказчик: ОАО «Газпром» Этап 2. «Исследование факторов, влияющих на эффективность функционирования и развития газовой отрасли России. Формирование и финансово-экономическая оценка вариантов развития газовой отрасли России, расчеты рисков инвесторов и доходности привлекаемого капитала на период до 2030 г.»   Цель работы: разработка и оптимизация основных направлений развития газовой отрасли на перспективу до 2030 г. с учетом положений Энергетической стратегии и программы социально-экономического развития России. Научная новизна исследования: состоит в разработке и применении комплексной методологии и финансово-экономической модели формирования и экономической оценке вариантов развития газовой отрасли, а также расчетов рисков инвесторов и доходности привлекаемого капитала. Конкретные результаты работы: - представлен прогноз внутренних и внешних цен на топливо, соответствующий сценариям социально-экономического развития страны на перспективу до 2030 г.; - определен спрос на топливно-энергетические ресурсы и рассчитаны балансы газа по РФ, федеральным округам и направлениям использования; - сформулированы оптимальные варианты развития газовой отрасли до 2030 г., соответствующие сценарным условиям развития экономики страны и обеспечивающие потребность в газе внутреннего рынка и экспорта; - рассчитаны с учетом внешних и внутренних факторов риска оптимальные производственно-финансовые программы развития ОАО «Газпром» и независимых газовых компаний, обеспечивающие повышение их капитализации и улучшение показателей эффективности; - проведен риск-анализ крупнейших инвестиционных проектов газовой отрасли: освоение Бованенковского и Штокмановского месторождений. Практическое использование полученных результатов: результаты проведенных исследований будут использованы при формировании оптимальной производственно-инвестиционной программы устойчивого развития газовой отрасли и ОАО «Газпром» на период до 2030 г.   Научные основы управления инвестиционными процессами для устойчивого развития газовой отрасли России   Заказчик: ОАО «Газпром»   Этап 4. «Обоснование эффективной инвестиционной программы газовой отрасли, обеспечивающей устойчивость развития ОАО «Газпром» с учетом факторов риска».   Цель работы: обоснование эффективных инвестиционных программ, обеспечивающих устойчивое развитие ОАО «Газпром» с учетом факторов риска. Новизна полученных результатов: заключается в разработке и применении механизмов эффективного управления инвестиционными процессами в газовой промышленности, снижения рисков и повышения инвестиционной привлекательности ОАО «Газпром» с учетом реформирования внутреннего рынка газа и неопределенности цен на газ на внешних рынках. Конкретные результаты работы: - на основе анализа уточненных сценариев развития экономики России, обсуждаемых вариантов реформирования внутреннего рынков газа, а также конъюнктуры зарубежных рынков газа определен состав, установлены корреляционные взаимосвязи и даны количественные оценки внешних факторов риска для инвестиционной программы газовой отрасли России; - исследованы и количественно определены основные внутренние факторы риска, обусловленные неопределенностью возможных объемов, сроков и стоимости подготовки запасов, сроков и стоимости разработки месторождений и сооружения газотранспортных систем и т.п.; - разработаны методология, математические модели и процедуры системного риск-анализа инвестиционной программы отрасли, обеспечивающие: формирование базовых сценариев развития отрасли, расчеты соответствующих им оптимальных вариантов инвестиционной программы и построение на их основе представительного набора инвестиционных стратегий отрасли; - на основе собранных ИНЭИ РАН данных о финансовом состоянии, производственно-экономических возможностях и инвестиционных намерениях ОАО «Газпром» и независимых производителей газа выполнен полный цикл риск-анализа инвестиционной программы Компании по предложенной методологии. Результаты представлены в виде рекомендаций по очередности и объемам реализации основных инвестиционных проектов отрасли, которые обеспечивают финансовую устойчивость на перспективу (до 2020 г.). Практическое использование полученных результатов: полученные результаты будут использованы при разработке Генеральной схемы развития газовой отрасли и определения стратегии развития ОАО «Газпром» на дальнюю перспективу. НИР «Энергетическая безопасность Единой системы газоснабжения России».   Предпроектные разработки по развитию схемы теплоснабжения городов Архангельска и Северодвинска при сооружении в регионе АТЭЦ   Заказчик : ФГУП НИКИЭТ   В работе рассмотрены три принципиально различных направления развития энергетического комплекса Архангельского промышленного узла: - на базе сооружения четырехблочной АТЭЦ с реакторами типа ВК-300 с учетом ее расположения на левом берегу Северной Двины в районе Рикасиха и обеспечения теплом в горячей воде Архангельска и Северодвинска (в зоне централизованного теплоснабжения); - на основе строительства двухблочной АТЭЦ с установкой указанных типов оборудования на площадке, ранее рекомендованной для ввода АСТ. - на основе реконструкции действующих ТЭЦ в заданных городах. Результаты анализа, выполненного на примере Архангельского промышленного узла, показали, что комбинированное производство электрической и тепловой энергии на базе сооружения АТЭЦ является перспективным направлением развития энергетики в России, особенно в регионах, не обеспеченных природным газом, при высокой стоимости твердого и жидкого топлива.   Разработка Сценарных условий развития Холдинга на 2005-2009 г.г. и рекомендаций по совершенствованию регламента взаимодействия с ДЗО и внешними участниками (производителями энергии, топливными и машиностроительными компаниями) при разработке Корпоративного баланса   В соответствии с действующим регламентом среднесрочного планирования РАО “ЕЭС России”, Сценарные условия определяют систему взаимосогласованных целевых показателей функционирования и развития Холдинга как единой информационной базы для разработки среднесрочных планов дочерних компаний (ДЗО), включая форми-рование их инвестиционных программ. Разработка Сценарных условий на 2005-2009 гг. была выполнена на основе прогнозов социально-экономического развития страны и динамики ТЭК России, полученных в рамках мониторинга Энергетической стратегии. При этом, исходя из динамики основных макроэкономических показателей, были сформированы прогнозы внутренней потребности страны и регионов в электрической и тепловой энергии, а также потребность в мощности электростанций. Кроме того, была определена целевая динамика индексов роста цен топлива и электроэнергии на ближайшие 5 лет для унифицированного прогноза экономических показателей хозяйственной деятельности по всем ДЗО и Холдингу в целом. Для повышения качества среднесрочного планирования в дочерних компаниях и эффективности их взаимодействия с прогнозным энергобалансом Холдинга в Сценарных условиях на 2005-2009 г.г. впервые сформулированы балансовые и унифицированы экономические требования к инвестиционным предложениям, которые будут включаться ДЗО в собственные планы-прогнозы. При этом была также усовершенствована и сама методика разработки пятилетних планов-прогнозов ДЗО, скорректированы типовые формы для прогнозирования балансов мощности, энергии (электрической и тепловой), топлива, потребности в капиталовложениях и располагаемых источников ее финансирования. Для повышения качества прогнозирования внешних условий развития Холдинга разработана принципиальная схема, формы и регламент информационного взаимодействия Холдинга с независимыми производителями энергии (в первую очередь, с Концерном “Росэнергоатом”) и топливными отраслями (в первую очередь, с газовой и угольной).   Разработка Корпоративного баланса Холдинга на 2005-2009 г.г. и рекомендаций по методическому, информационному и модельному обеспечению формирования прогнозного энергобаланса в условиях реструктуризации Холдинга и реформы рынка   В процессе разработки Корпоративного баланса на 2005-2009 г.г. как завершающего этапа ежегодного цикла среднесрочного планирования РАО «ЕЭС России» по результатам обработки планов-прогнозов дочерних компаний и уточнения внешних условий развития был сформирован сводный прогноз развития и функционирования Холдинга на предстоящее пятилетие. На основе выполненного анализа состава задач среднесрочного планирования и исследования основных производственно-технологических, экономических, структурных и проч. факторов, влияющих на функционирование и развитие РАО «ЕЭС России» в период реформирования электроэнергетики, была обоснована необходимость создания мощного и постоянно развивающегося методического, информационного и модельного обеспечения планово-прогнозной деятельности в РАО «ЕЭС России». Целью данной работы является решение двух основных задач: · создание комплексного методического обеспечения для подготовки исходных экономических показателей инвестиционных предложений, их оценки и ранжирования по эффективности, оптимального отбора, исходя из прогнозируемой потребности во вводах в отдельных частях ЕЭС России; · разработка основных расчетных средств (алгоритмов и действующих макетов баз данных и моделей) для решения основных задач и их интеграция в рамках единой информационной технологии формирования инвестиционной программы как регулярной процедуры среднесрочного планирования. В 2004 г. в рамках первого этапа работы была предложена схема организации инвестиционного планирования и отбора проектов в инвестиционную программу РАО «ЕЭС России» в период реструктуризации Холдинга, сформулированы основные требования к составу информации и расчетным средствам разработки инвестиционной программы, принципы информационного взаимодействия с работами по прогнозному энергобалансу на пятилетнюю перспективу. На основе данных по инвестиционным предложениям дочерних компаний РАО «ЕЭС России», полученных в рамках цикла прогнозирования на перспективу 2004-2008 гг. был выполнен сравнительный анализ эффективности инвестиционных предложений Холдинга и сформированы предварительные варианты инвестиционной программы, исходя из различных критериев: максимума чистого дисконтированного дохода и минимума капиталовложений. Наряду с исследованиями перспектив среднесрочного развития РАО «ЕЭС России», для концерна «Росэнергоатом» была выполнена работа экономическому обоснованию программы развития АЭС с учетом системных факторов. На основе параметров развития электроэнергетики, определенных в Энергетической стратегии России на период до 2020 года был сформирован ряд вариантов развития АЭС в Европейской части страны. Для каждого из указанных вариантов впервые было выполнено подробное балансовое и экономическое исследование необходимого развития электрических сетей и оценены соответствующие затраты (в той мере, в которой это необходимо для экономического сравнения вариантов). На основе полученных данных проведен сопоставительный (в том числе экономический) анализ вариантов развития АЭС и выбраны наиболее рациональные варианты и определены их инвестиционные потребности.

Мировая тепло и электроэнергетика переходит с газа на уголь.  Запуск двух новых угольных проектов, о которых заявили ОГК-1 и ОГК-5, совпал с радикальным разворотом энергетики с газа на уголь. 

Мировая электроэнергетика переходит с газа на уголь: он будет использоваться в качестве топлива для электростанций. Новые экономические реалии заставляют российских энергетиков повернуть курс развития к «хорошо забытому старому». А президент Путин на последнем совещании по вопросам развития энергетики настоятельно рекомендовал РАО «ЕЭС России» пересмотреть свое отношение к углю, сдвинув в его сторону топливный баланс.

Угольные станции традиционно играют большую роль в энергетике Свердловской области, потому программы ее развития в первую очередь включают расширение именно угольной генерации.

Дефицит газа и времени

При сегодняшнем диспаритете цен (газ как топливо на электростанциях обходится в полтора раза дешевле, чем уголь) строительство угольных блоков, по крайней мере мощностью менее 500 МВт, экономически невыгодно, считает заместитель директора департамента подготовки проектов ООО «Интертехэлектро — Новая генерация» Степан Приходько. Есть разные технические и экономические нюансы: угольная электростанция проигрывает газовым и особенно парогазовым установкам по КПД (он не превышает 35%), у нее меньше диапазон регулирования нагрузки, ей необходима сложная и дорогая сопутствующая инфраструктура подачи топлива и складирования отходов (подъездные пути, склады, золоотвалы и так далее). К тому же транспортировка угля из-за постоянно увеличивающихся железнодорожных тарифов все более затратна, что существенно повышает стоимость электроэнергии. Строительство угольной станции даже недалеко от месторождения проблематично: оно требует больше времени, сил и капиталов, а окупаемость вложений составляет 15 — 20 лет и лежит за пределами воображения нынешних инвесторов.

Однако все эти минусы перевешивает один аргумент: в стране не хватает газа. Освоенные газовые месторождения истощаются, добыча уходит все дальше на Север, а международные обязательства Газпрома растут. Отечественные электростанции, ориентированные преимущественно на газ, привыкшие к его дешевизне, в этом году впервые ощутили дефицит топлива, причем даже не зимой, в традиционно пиковый период, а летом. Тогда энергетики поняли: это не случайность, это тенденция.

В то же время резкий рост потребления электроэнергии, как в промышленности, так и в быту, поставил отрасль перед фактом: надо вводить новые мощности. Зимний сезон-2005/06 энергетике удалось пройти без потрясений только благодаря тому, что в стране крутилось все, что могло крутиться, введены были даже мощности, 15 лет стоявшие законсервированными. Генерация, сети работали с превышением допустимых нагрузок и, к счастью, выдержали их. Но резерва нет. За год потребление выросло, мощностей не добавилось. А впереди зима-2006/07.

— У нас новые вызовы, — сказал технический директор РАО «ЕЭС России» Борис Вайнзихер на конференции «Энергетическое машиностроение России — новые решения», прошедшей в Екатеринбурге 16 ноября. — Во-первых, рост потребления, во-вторых — дефицит газа и дефицит времени. Проводить модернизацию отрасли надо как можно быстрее. Соответственно задачи для новой программы — снизить потребление газа, увеличить мощность угольных ТЭЦ, причем сделать это в минимальный срок. Способы простые — строительство крупных парогазовых установок на ГРЭС, замещение нынешних паросиловых установок, увеличение угольных объектов и, наконец, максимальная унификация проектов.

Не газом единым

Сегодня в России доля угольной генерации составляет 26% (около 40 ГВт) и продолжает снижаться. Угольные станции, как правило, очень старые (некоторые работают еще с довоенного времени), их оборудование выработало ресурс, потому выбытие этих мощностей идет существенно быстрее, чем газовых. Новые станции этого типа не строятся уже лет 30.

В итоге в стране, обладающей крупнейшими запасами угля, практически нет современных технологий его использования, а отечественное энергомашиностроение не в состоянии предложить конкурентоспособное оборудование для объектов угольной генерации. У российских угольных блоков низкий КПД, потому сегодня на рынке лидируют финские, немецкие и французские фирмы-производители.

Обновление действующих и ввод новых мощностей в условиях быстрого роста стоимости энергоресурсов и капитальных затрат требуют экономически эффективных проектов. Ученые-угольщики дождались своего часа: интерес к технологиям сжигания угля вырос, вспомнили о старых разработках. Обнадеживающим событием в этом плане стала прошедшая в начале ноября в Институте теплофизики СО РАН (Новосибирск) VI Всероссийская конференция «Горение твердого топлива». Уровень докладов и представительство показали: слухи о смерти энергетической науки сильно преувеличены, в России сохранился хороший потенциал и технологический задел. Среди наиболее востребованных технологий — газификация угля, сжигание в циркулирующем кипящем слое (ЦКС), использование водоугольного топлива.

Технология ЦКС обладает по крайней мере двумя существенными преимуществами перед традиционным факельным сжиганием. Угольные станции с котлами факельного сжигания жестко привязаны к определенному виду топлива, переход с одного на другое сложен и требует конструктивных решений. А котлы с топками кипящего слоя «всеядны». Годится все: дешевые местные угли, древесные отходы, торф, гидролизный лигнин, отходы углеобогащения. Технология допускает использование разных видов топлива без переделки котла. Использование низкотемпературного кипящего слоя или циркулирующих потоков позволяет сжигать местное и низкосортное топливо при относительно невысокой температуре (порядка 800 — 1000° С) с минимальным выбросом вредных веществ. Это вводит в энергетику угли Подмосковного, Челябинского, Богословского, Веселовского (Свердловская область) и других месторождений низкокачественных углей.

По мнению специалистов, технология ЦКС особенно перспективна при переходе на сжигание высокозольных переувлажненных углей, а также древесных и других горючих отходов. В Свердловской области весьма важна и возможность использования торфа: территория занимает второе место в России по его запасам (примерно 2 млрд тонн условного топлива).

В свое время технологии ЦКС активно разрабатывались в России, однако до внедрения дело так и не дошло. Теперь РАО ЕЭС рекомендует широко их применять. Появились и первые проекты. Так, ОГК1 планирует строительство парогазовой установки мощностью 330 МВт с котлом с ЦКС на Верхнетагильской ГРЭС (Свердловская область), ввод в эксплуатацию намечен после 2010 года. В 2011 — 2015 годах будет построен еще один такой же блок. Конструктивные решения разрабатываются компаниями холдинга «ЭМАльянс». Выпуск котлов с ЦКС планируется по технологии ALSTOM в рамках подписанного между компаниями соглашения о сотрудничестве. Проект стал одним из важнейших пунктов региональной программы развития энергетики, ориентированной в основном на уголь.

Генерирующие мощности Верхнетагильской ГРЭС (18 котельных агрегатов и 11 турбин, проектная мощность 1600 МВт) равномерно распределены между газом и углем (сегодня это в основном челябинский бурый уголь), что делает станцию уникальной. Стоимость инвестпроекта оценивается в 14,2 млрд рублей. В целом ОГК1 планирует сократить потребление природного газа на 15%, повысить КПД угольных мощностей с 35 до 46%, а угольную составляющую топливноэнергетического баланса с 10,5 до 35%.

Другой уникальный проект разрабатывает ОГК5 (обеспечивает 60% генерации Свердловской области). Недавно она заявила о строительстве нового блока мощностью 550 МВт на Рефтинской ГРЭС и новой ПГУ410 на Среднеуральской ГРЭС (пуск в 2009 году). Изменять структуру топливноэнергетического баланса компания не планирует: топливный портфель по углю и газу в целом здесь считают идеально сбалансированным — 50/50.

Вперед, к безотходному производству

Одна из самых существенных проблем угольных станций — экологическая. Станции обрастают золоотвалами, перерабатывать которые технически сложно и затратно. К примеру, крупнейшая на Урале Рефтинская ГРЭС сжигает в год 10 млн тонн (а в пиковые годы — до 15) высокозольного экибастузского угля, складировать приходится около 5 млн кубометров золы и шлаков. Намывные золоотвалы станции занимают сегодня 990 гектаров и близки к пределу. При существующей технологии золошлакоудаления для жизнедеятельности станции в течение ближайших 25 лет необходим новый полигон площадью не менее 1100 га. Хранилища представляют большую опасность (в них накоплено порядка 120 млн кубометров жидких отходов) изза низкой надежности дамб, они занимают громадные территории, пыль золоотвалов загрязняет воздух и почву, а фильтрационная вода отравляет водоемы. Кроме того, традиционная технология удаления золошлаков завязана на большом количестве воды и электроэнергии. Планы ОГК5 по строительству нового блока мощностью 550 МВт на Рефтинской ГРЭС и элементарный здравый смысл требуют снятия этой проблемы.

Принципиальное решение о реконструкции системы золошлакоудаления на Рефтинской ГРЭС принято. Проект обойдется ОГК5 в 241 млн долларов (кредитные и собственные средства компании в паритетном соотношении), его реализация начнется уже в следующем году, сдача системы в эксплуатацию планируется в 2009м. Предусматривается переход с гидравлического удаления золошлаков на «сухое», разделение на фракции, из которых можно делать строительные материалы. В принципе они годны для дорожного строительства, при производстве тяжелого и ячеистых бетонов, цемента.

Новый проект решает вопрос кардинально: превращает отходы производства в зольношлаковые материалы. Но встает новая проблема: где взять на них заказчика? Пока сухую золу (порядка 4% отходов) покупают у Рефтинской ГРЭС объединение «ТЕПЛИТ» и завод «Бетфор», производящие автоклавные газозолобетонные блоки. Могли бы брать существенно больше и даже выходили с предложением построить дополнительный тракт по сухому золоудалению, говорит директор объединения «ТЕПЛИТ» Владимир Левченко:

— Рефтинская ГРЭС в сутки сжигает около 35 тыс. тонн угля. При этом образуется примерно 4 млн тонн зольных отходов в год, из которых только 164 тыс. тонн используется в производстве строительных материалов. Мы могли бы перерабатывать до 300 тыс. тонн золы в год. В наших планах расширение производства газозолобетонных блоков, анализируем целесообразность строительства завода сухих строительных смесей. Золу, которую мы используем в качестве кремнеземистого компонента, Рефтинская ГРЭС ежедневно выбрасывает в количестве 11 тыс. тонн.

А мы не можем получить и 350 тонн в сутки: установки для сухого отбора золы есть лишь на двух энергоблоках, и они периодически выводятся на профилактику или ремонт. Кроме того, мы начинали работать, приобретая золу по 50 рублей за тонну, сейчас цена ее возросла уже до 320 рублей.

Генеральный директор ОГК5 Анатолий Бушин сказал на сентябрьской пресс-конференции в Екатеринбурге:

— Мы уверены, что реализуем проект реконструкции системы золошлакоудаления на Рефтинской ГРЭС. И мы всячески призываем промышленников и предпринимателей Свердловской области, а также науку проявлять инициативу. Выпуск стройматериалов — вообщето не дело энергетиков. Это другая отрасль, специфические технологии.

Добавим от себя: в странах Евросоюза стройиндустрия использует более половины, а в Германии — до 70% отходов угольных станций.

Зола — проблема не только российских энергетиков. Экологические стандарты Евросоюза заставляют обновить системы золоудаления Балтийской и Эстонской электростанций, завода сланцевого масла АО «Нарвские электростанции». Объявленный эстонской компанией международный тендер на разработку, строительство и ввод в эксплуатацию экологически безопасной системы золоудаления выиграл Инженерный центр энергетики Урала. В центре создано специальное подразделение «Нарва», в рамках проекта обновления системы золоудаления запланировано сооружение пилотной установки мощностью 240 тонн золы в час, которая будет обслуживать два энергоблока Эстонской электростанции. «В системе золоудаления будет использоваться предложенная нами технология сгущения пульпы», — рассказал гендиректор центра Аркадий Егоров.

Эстонская ГРЭС работает на весьма специфическом топливе — сланцах. Тем ценнее будет опыт, наработанный в проекте уральскими инженерами. Особенно учитывая, что российские угольные станции ориентированы в основном на необогащенные марки топлива, существенно отличающиеся по составу (каждая шахта выдает нагора свой уголек).

Разумеется, сжигать газ и мазут проще и экологически безопаснее. Однако современные технологии использования угля позволяют свести вредные воздействия к минимуму. Эти технологии недешевы, они требуют дополнительных финансовых вложений. Но и выгода в национальном масштабе очевидна: продажа газа на экспорт приносит большие деньги, а переработка его в химическую продукцию или использование в производстве меди, цемента, кирпича гораздо эффективнее сжигания.

Дефицит газа будет все больше, а цена его — все выше: он объявлен стратегическим для России товаром, геополитическим ресурсом, определяющим место страны в мире. Добыча падает, а внутреннее потребление и экспорт растут. Хотим мы того или нет, к другим видам топлива переходить придется. И в первую очередь — к углю.

График 1. В будущем основными ресурсами станут уголь и ядерное топливо

График 2. В результате реализации инвестпроектов к 2011 году мощность ОГК-1 увеличится на 2320 МВт	График 3. Инвестиционная программа ОГК-1 — составная часть стратегии управления мощностями

График 4. Запасы нефти после пика добычи в 2010 году будут исчерпаны через 40 лет. К 2060 году наступит очередь природного газа. Использование угля вырастет, но в долгосрочной перспективе потребуются новые технологии, такие как газификация, сжижение и прочие