2.1.3. Развитие генерирующих мощностей на угольном топливе

Развитие генерирующих мощностей на угольном топливе определялось исходя из следующих принципов: реконструкция и расширение существующих конденсационных и теплофикационных электростанций; полный вывод до 2020 г. из эксплуатации агрегатов, выработавших индивидуальный ресурс с низкими параметрами пара (90 ата и меньше) и теплофикационных агрегатов в случае отсутствия потребителей тепловой энергии; приоритетное строительство КЭС на угле перед ТЭС на газе.

По базовому варианту электропотребления в 2020 г. предусматривается ввести в эксплуатацию 47,5 ГВт установленной мощности ТЭС на угле, в максимальном варианте – 86 ГВт.

Доля выработки угольной генерации возрастет – с 23 до 31 % (до 38 % в максимальном варианте). Установленная мощность электростанций на угле возрастет в 1,7 раза (в 2,3 раза при максимальном варианте).

Потребление угля возрастет в 2,3 раза. Существенный скачок в потреблении угля резко повысит требования к динамике развития производственных мощностей в угольнгой промышленности, особенно в главных угольных бассейнах – Кузнецком и Канско–Ачинском.

Предполагаемые проекты на твердом топливе:

– создание конденсационных угольных энергоблоков единичной мощностью 330, 660, 800 МВт (и 1000 МВт при дополнительном обосновании его применения) для Кузнецких и Канско–Ачинских углей на промежуточные параметры пара 28 МПа, 585/585 ^оС с последующим переходом на суперсверхкритические параметры (ССКП) пара (30 МПа, 600/620 ^оС);

– создание конденсационного угольногоэнергоблока единичной мощностью 330 МВт на параметры пара СКД для антрацитов, а также подмосковных и других низкокачественных углей;

– создание теплофикационного СКД моноблока единичной мощностью 330 МВт для ТЭЦ крупных городов.

2.1.4. Развитие генерирующих мощностей на газе и мазуте.

Темпы прироста добычи нефти и газа в России продолжают снижаться. Сегодня на Россию приходится более 10 % нефти и 25 % газа, добываемых в мире. Однако 2/3 из них потребляется внутри страны. Наша экономика крайне энергоемка. Мы потребляем больше газа, чем четыре основные страны Европы (Англия, Германия, Франция, Италия) и Япония вместе взятые, объем ВВП¹ которых превосходит наш в 13 раз.

Только за 2004–2005 гг. разведанные запасы сократились по нефти на 350 млн. т и по газу – на 120 млрд. м³.

К 2010 г. ожидается выбытие действующих месторождений газа с объемом добычи около 150 млрд. м³/год, что необходимо компенсировать увеличением добычи на новых месторождениях еще на 50 млрд. м³/год.

Инвестиции в новые месторождения газа, которые должны компенсировать снижение добычи на разрабатываемых месторождениях и обеспечить необходимый прирост добычи газа, значительно отстают от необходимых, и работы по освоению таких ключевых месторождений, как Штокмановское и на полуострове Ямал, практически не ведутся. В то же время в газовой промышленности более 50 % инвестиций направляется на строительство магистральных газопроводов, в основном экспортных, и объем этих инвестиций превышает необходимый в 1,5 раза. Все это может привести к разбалансированности в газовом секторе и в топливно – энергетическом балансе в целом, т. е. к созданию угрозы энергетической безопасности страны.

1. Валовой внутренний продукт (англ. Gross Domestic Product), общепринятое сокращение ВВП (англ. GDP) – рыночная стоимость всех конечных товаров и услуг (то есть предназначенных для непосредственного употребления), произведенных за год во всех отраслях экономики на территории государства для потребления, экспорта и накопления, вне зависимости от национальной принадлежности использованных факторов производства. Впервые это понятие было предложено в 1934 г. Саймоном Кузнецом.

Важным показателем уровня энергетической безопасности является доля доминирующего энергоносителя в потреблении первичных топливно – энергетических ресурсов (ТЭР) в стране.

В энергетической стратегии страны до 2020 г. поставлена задача диверсификации этой структуры снижением в перспективе гипертрофированной доли газа, достигшей в 2000 г. почти 50 % и повышением доли угля, составлявшей лишь 18 %. Однако фактически это не было выполнено. В результате в 2005 г. по сравнению с 2000 г. доля газа в потреблении ТЭР возросла до 52,7 %, а доля угля снизилась до 16,7 %.

Газ обладает высокими потребительскими качествами. А в 2004 и 2005 гг. цены на газ и энергетический уголь были практически одинаковыми. Но рост цен на газ в ближайшее время неизбежен. А в повышении цен на уголь нет объективной потребности. Угледобывающая отрасль в целом стала прибыльной, и инвестиции в нее растут, опережая предусмотренные ЭС-2020 примерно в 1,5 раза.

В 2005 г. обострилась проблема нерегулируемого быстрого роста цен на нефтепродукты. За год цены на автомобильный бензин выросли на 24,2, дизельное топливо – на 32,4, мазут – на 75,7 %. Среднегодовая мировая цена нефти в 2004 г. составляла 34,4, в 2005 г. – 59,6 дол/баррель. Среднегодовая контрактная цена газа в 2004 г. – 115, в 2005 – 151,4 дол/тыс. м³. Данные оптимистического варианта ЭС-2020 – 22,5 дол/баррель и 97 дол/ тыс. м³.

Развитие генерирующих мощностей на газовом топливе связано в первую очередь с реконструкцией и расширением существующих электростанций. Предусматривается сооружение новых ТЭЦ на газе преимущественно для комбинированной выработки электроэнергии и тепла. Все вводы новых газовых ТЭС планируется осуществлять на базе газотурбинных и парогазовых технологий. Из эксплуатации будет выведено 39,9 ГВт не эффективных конденсационных и теплофикационных агрегатов.

За период до 2020 г. ввод в эксплуатацию генерирующих мощностей на газе составит 78,2 ГВт для базового варианта и 79,8 ГВт для максимального варианта.

Согласно инвестиционной программе ОАО РАО «ЕЭС России» на 2006 – 2010 гг. и планам на последующие годы суммарная мощность только парогазовых установок, которые будут введены за период до 2020 г., может составить 54 ГВт, а число ПГУ – около 120.

Предметом типового проектирования при техническом перевооружении и новом строительстве крупных ТЭС на газе должны стать прежде всего ПГУ – 400 и ПГУ – 800. Необходимо унифицировать проекты парогазовых установок на ТЭЦ.

Для успешной реализации инвестиционной программы предлагается оптимизация мощного ряда энергоустановок на природном газе и твердом топливе, максимальная унификация и типизация разрабатываемых проектов этих энергоустановок и переход к поточному строительству и вводу в действие новых мощностей.

Преимущества типизации проектов видятся в сведении к минимуму затрат на проектирование и изготовление (серийный выпуск) оборудования с использованием передового мирового опыта, сокращения сроков проектирования и строительства, в консолидации ресурсов, позволяющей крупномасштабно задействовать отечественное энергомашиностроение, создании единой ремонтной базы со стандартным набором запчастей по типам оборудования, а также возможности распространения опыта эксплуатации и ремонта, подготовки квалифицированных кадров. При этом результатом типизации должны стать удешевление и поточность строительства энергообъектов.

За рубежом благодаря комплектной модульной поставке энергообурудования и строительных конструкций высокой заводской готовности пуск ПГУ в эксплуатацию на полную мощность осуществляется не более чем через 24 месяца после заключения контракта или через 20 месяцев после начала сооружения.

В настоящее время удельная стоимость установленной мощности отечественных ПГУ и ТЭС на ТВ топливе заметно превышает достигнутый зарубежный уровень и составляет 950 – 1000 дол/кВт для ПГУ и 1300 – 1700 дол/ кВт для угольных ТЭС.

Для реализации инвестиционной программы необходимо на основе энергомашиностроительного комплекса РФ создать парк эффективного и надежного основного и вспомогательного энергетического оборудования, средств и систем управления, имеющих передовую конструкцию, диагностическую и сервисно-ремонтную базу. Это касается, в первую очередь, создания мощного ряда отечественных многовальных и одновальных ПГУ – энергоблоков на базе газовых турбин: ГТЭ–65, ГТЭ–110, ГТЭ160 и ГТЭ–270; освоения нового поколения энергоблоков суперсверхкритических параметров (ССКП) на твердом топливе с параметрами пара 30 МПа, 600/620 ^оС. Уже в настоящее время отечественное энергомашиностроение может поставлять оборудование на промежуточные параметры пара (28 МПа, 585/585 ^оС), что требует скорейшей разработки соответствующих проектов.

Особое значение имеет фактор массового строительства ПГУ–400 и ПГУ–800 с использованием оборудования зарубежных фирм. Предполагается, что в период до 2020 г. для сооружения таких ПГУ в соответствии с инвестиционными программами инофирмы должны поставить в Россию свыше 100 газовых турбин мощностью 270 МВт, другое основное и вспомогательное оборудование.

На основании анализа инвестиционных программ, а также предложений изложенных в докладах об ЭС России до 2020 г. рекомендованы в качестве типовых новые проекты:

– ПГУ–325 на базе ГТЭ–110 для КЭС и ТЭЦ;

– ПГУ–450 на базе ГТЭ–160 для КЭС и ТЭЦ;

– ПГУ–800 и ПГУ– 400 на базе ГТЭ–270 для КЭС;

– ПГУ–400 на базе ГТЭ–270 для крупных ТЭЦ в мегаполисах;

– одновальные ПГУ – энергоблоки для КЭС и ТЭЦ единичной мощностью 100, 170 и 225 МВт на базе ГТЭ–65, ГТЭ–110, ГТЭ–160 соответственно.

– комплекс типовых проектных решений ПГУ–ТЭЦ, включая надстройки к действующим ТЭЦ на базе ГТЭ–65 и ГТЭ–110 и паровых теплофикационных турбин с промышленным и теплофикационными отборами.

В рассматриваемый период в различных регионах России предусматривается ввод новых мощностей с использованием парогазовых технологий (или замена оборудования) на Киришской, Шатурской, Ставропольской, Невинномысской, Пермской, Нижневартовской, Сургутской-2, Уренгойской ГРЭС, на ТЭС в Нягани и др.

Подавляющее большинство долгосрочных прогнозов мирового топливного баланса подтверждают предположение о том, что уголь останется наиболее потребляемым из доступных невозобновляемых источников энергии до 2050 г.

При формировании программы развития генерирующих мощностей учитывалась задача энергообеспечения саммита стран АТЭС во Владивостоке в 2012 г., зимних Олимпийских игр в Сочи в 2014 г., широкомасштабного экспорта в Китай из ОЭС Сибири и ОЭС Востока, проекта «Урал промышленный – Урал полярный» на территории Ямало-Ненецкого АО.