Современные тенденции развития ТЭЦ и КЭС

Для обеспечения прогнозируемого роста экономики энергетической стратегией страны необходим рост вводов мощности в рассматриваемый период гораздо больший, что обусловлено массовым старением оборудования электростанций, которое исчерпает свой парковый ресурс до 2020 г. По существующим ГЭС допустима гипотеза о сохранении их мощности в течение всего периода. По существующим АЭС с энергоблоками первого и второго поколения подтверждена техническая допустимость и показана высокая экономическая эффективность продления не менее, чем на 10 лет сроков их эксплуатации. Что же касается действующих ТЭС (КЭС и ТЭЦ), то экономическая целесообразность продления срока эксплуатации их устаревшего оборудования весьма спорна. Между тем, потенциальные масштабы сокращения мощности действующих ТЭС очень велики: в первом десятилетии исчерпают парковый ресурс более 70 млн. кВт, а во втором десятилетии еще около 45 млн. кВт, то есть к 2020 г. закончится срок службы 115 из 140 млн. кВт действующих ТЭС. Поэтому главная трудность в развитии электроэнергетики — необходимость компенсации выбытия стареющего оборудования тепловых электростанций за счет технического перевооружения существующих или строительства новых ТЭС.

При техническом перевооружении, как и при новом строительстве ТЭС главным рычагом их структурной перестройки служит НТП в теплоэнергетике. Масштабность проблемы использования НТП при техническом перевооружении ТЭС иллюстрируется сравнением эффективности топливоиспользования при двух вариантах структуры ТЭС в европейской части ЕЭС. Главный вывод: ориентация на использование прогрессивных технологий лишь на новых ТЭС и отказ от внедрения НТП при техническом перевооружении действующих ТЭС приведет к существенному росту потребности ТЭС в топливе (особенно в газе) и сделает невозможной требуемую Энергетической стратегией перестройку топливоснабжения ТЭС.

Сравнение эффективности разных типов новых базисных электростанций (КЭС и ТЭЦ на газе и угле, а также АЭС) свидетельствует, что при прогнозируемых ценах газа во всех европейских районах наиболее высока эффективность сооружения новых КЭС и ТЭЦ на газе при их ориентации на новые технологии (ПГУ и ГТУ). Сильный разрыв между эффективностью этих электростанций и новых АЭС, а также КЭС на угле объективно приводит к обоснованию дальнейшего роста мощности газовых электростанций, то есть фактически — к формированию монотопливной (газовой) структуры топливопотребления ТЭС в европейских районах.

В целом по России рациональная структура генерирующих мощностей при двух сценариях электропотребления (пониженном и высоком) предполагает следующие пропорции между разными типами электростанций. Структура «высокого варианта представлена на рисунке 3.

Рациональные направления развития ТЭЦ и КЭС:

• ? ТЭЦ: ограниченный ввод мощности новых ТЭЦ, причем ТЭЦ на газе сооружаются в виде некрупных ГТ-ТЭЦ или ПГ-ТЭЦ, а ТЭЦ на угле — в основном только в районах вне зоны газоснабжения. Основной же рост электрической мощности ТЭЦ — за счет замены и модернизации оборудования существующих электростанций. При этом на газовых ТЭЦ мелкие агрегаты (90 и ниже) типа Т и ПТ заменяются на газотурбинные установки; а крупные агрегаты (130) типа Т и ПТ — на парогазовые установки, причем желательно — по утилизационной схеме; на угольных ТЭЦ агрегаты типа Т и ПТ в ближайшие годы модернизируются с заменой их на аналогичное оборудование, а затем (по мере разработки нового оборудования) заменяются на оборудование с ЦКС и ПГУ с газификацией угля; агрегаты типа Р и ПР заменяются аналогичным оборудованием, но в ряде случаев их полная мощность не восстанавливается.
• ? КЭС: замена оборудования существующих газомазутных КЭС с энергоблоками мощностью 150−300 МВт на ПГЭС; модернизация оборудования существующих газомазутных КЭС с блоками 800 и 1200 МВт; модернизация и замена оборудования существующих КЭС на угле;

Рисунок 3. Структура генерирующих мощностей в Европейской части ЕЭС России (высокий вариант).

— ограниченный ввод новых ПГЭС — почти исключительно в Тюмени и на Сахалине; сооружение новых КЭС на угле, причем в европейской части ЕЭС они размещаются в основном в трех ОЭС (Урал, Средняя Волга и Центр), а при высокой потребности — и в ОЭС Северо-Запада (КЭС на интинском угле).

Для обеспечения рациональной структуры генерирующих мощностей в рассматриваемый период необходимо реализовать суммарный ввод мощности электростанций в размере 159−233 млн. кВт в зависимости от уровня электропотребления. В том числе 70−89 млн. кВт на ТЭЦ и 60−98 млн. кВт на КЭС. В том числе ввод парогазового и газотурбинного оборудования на ТЭЦ и КЭС составит в этот период, соответственно, 23−44 млн. кВт и 19−27 млн. кВт.

Вместе с тем, в перспективе потребуется заметное перераспределение ресурсов газа Во все большей степени газ должен направляться на городские ТЭЦ, а КЭС (включая ПГЭС) должны использоваться с постепенно снижающимся суточным и годовым числом часов использования их мощности. Главными же источниками базисной мощности в этих регионах должны стать АЭС и угольные КЭС.

Реализация рационального варианта структуры генерирующих мощностей при пониженном уровне электропотребления позволит существенно снизить влияние электроэнергетики на окружающую среду: эмиссия диоксида углерода уменьшится с 797 млн. т в 1990 г. до 665 млн. т к 2020 г. Однако при высоком уровне она увеличится к 2020 г. до 865 млн. т, то есть примерно на 8−9% по сравнению с 1990 г.

Для выполнения основных функций системообразующих сетей (выдачи мощности крупных электростанций, присоединения крупных питающих подстанций, реализации межсистемных эффектов от совместной работы объединенной энергосистемы (ОЭС), выполнения услуг по передаче мощности и энергии на ФОРЭМ, экспорта в энергосистемы соседних государств) в перспективе до 2020 г. потребуется ввести новые и реконструировать существующие системообразующие сети напряжением 220 кВ и выше общей протяженностью 45−55 тыс. км. При этом наряду с новым строительством необходимо техническое перевооружение существующих сетей с использованием новых технологий и оборудования. Еще более масштабно должны развиваться новые и реконструироваться существующие распределительные сети городов и сельской местности напряжением 110 кВ и ниже (35 кВ, 6−10 кВ и 0,4 кВ). Основным требованием к сетям нового поколения является повышение их технического уровня, обеспечивающего согласованные с потребителями уровни надежности электроснабжения, нормативное качество электроэнергии, адаптацию к росту электрических нагрузок, использование новых средств автоматизации и новых технологий обслуживания, электрическую и экологическую безопасность. Для этого потребуется практически полностью (на 80%) заменить сельские сети и трансформаторные пункты напряжением 6−10 кВ, а в городах — преимущественно трансформаторные пункты напряжением 0,4 кВ и 6−10 кВ. Оценка инвестиционных потребностей электроэнергетики при обоих вариантах свидетельствует о необходимости кратного роста инвестиций по сравнению даже с первым пятилетием: в 2−3 раза во втором пятилетии; в 3,3−4,5 раза — в третьем пятилетии и в 2,8−4,7 раза — в четвертом пятилетии.