Новая электрификация России: перспектива до 2030 года

2

Государственное общеобразовательное учреждение высшего профессионального образования Дальневосточный государственный университет путей сообщения

Кафедра «Электротехники, электроники и электромеханики»

Реферат

На тему: «Новая электрификация России: перспектива до 2030 года»

Выполнила:

Студентка группы № 616

Потапова Д.А.

Проверила:

Трофимович П. Н.

Хабаровск

2009

Содержание

Введение

Спрос на энергию и мощность. Внутреннее электропотребление

Производственная структура и размещение генерации

Электрические сети и системы управления

Заключение

Список литературы

Введение

Специфика электроэнергетики состоит в том, что очень дорогостоящие решения о строительстве большинства энергетических объектов приходится принимать задолго до того, как на рынке появится реальный спрос на них, а опоздание грозит большими социально-экономическими потерями. Это фундаментальное противоречие рынок принципиально не может снять, поскольку при любых формах организации его сигналы будут безнадёжно опаздывать. Выход состоит в создании наряду с нормативной базой, регуляторами (Федеральная служба тарифов, Федеральная антимонопольная служба) и организаторами функционирования конкурентного рынка (Администратор торговой системы, Системный оператор) также специальной системы обеспечения устойчивого развития электроэнергетики. Эта задача не имеет до сих пор развёрнутых обоснований и тем более удовлетворительного решения в мировой практике. В рыночной среде такая система не может сводится к государственному централизованному планированию, а должна строиться на основе самоорганизации бизнес-сообщества в деле разработки и реализации перспектив развития отрасли при регулирующих и контролирующих функциях государства. Содержание и формы этого процесса (по сложности отнюдь не уступающего созданию конкурентного рынка) ещё только обсуждаются. Потребность в таком взаимодействии становится особенно очевидной в связи с нарастающей угрозой дефицита производственных мощностей в ряде регионов страны.

Ускорение роста спроса на энергию, высокий износ основных фондов, длительность реализации крупных инвестиционных проектов делают решение этой задачи неотложным. Для создания системы обеспечения устойчивого развития электроэнергетики необходимо достаточно чётко определить применительно к нашим условиям:

· этапы, состав задач, участников и возможные методы разработки перспектив развития электроэнергетики,

· механизмы координации и стимулирования инвестиционных процессов, не искажающие условия конкуренции в отрасли.

В данной работе ставится задача ответить на первый круг вопросов - при чётком понимании того, что разработка перспектив развития отрасли потребует формирования целой системы методических документов для прогнозирования и проектирования развития электроэнергетики в рыночных условиях. Ниже излагается разработанный в Институте на базе системной методологии подход к прогнозированию, проектированию и индикативному планированию электроэнергетики для временных горизонтов в 5, 15 и 25 лет.

Методически работа построена на следующих основных принципах:

· максимальное использование системного эффекта совместной работы региональной энергетики в составе ЕЭС страны;

· иерархическое деление задач и решений по развитию отрасли и энергетических объектов в соответствии с их технологической спецификой и возможными сроками реализации;

· выявление экономически обоснованных решений, комплексно обеспечивающих выполнение нормативных требований в отношении надежности энергоснабжения и экологических условий функционирования объектов энергетики;

· согласование состава и исходных условий выполняемых работ по прогнозированию и проектированию развития электроэнергетики с прогнозами развития экономики страны и регионов, которые рассматриваются в качестве базовых предпосылок.

Главные цели (миссия) электроэнергетики России в рассматриваемый период:

1. Обеспечить устойчивое социально-экономическое развитие России на базе реализации её основных конкурентных преимуществ на мировом рынке, одним из которых является дешёвая и доступная энергия.

2. Всемерно содействовать усилению геополитической роли России по пути усиления её вклада в обеспечение глобальной энергетической безопасности.

3. Минимизировать негативное влияние энергетики на окружающую среду при достижении первых двух целей.

Спрос на энергию и мощность. Внутреннее электропотребление

Завершение периода восстановительного роста российской экономики при сохранении искусственно заниженных цен электроэнергии (ниже цены её производства и с темпами роста вдвое ниже производственной инфляции) обозначило тенденцию удвоения эластичности электропотребления к ВВП (скачок от 0,28 процента годового прироста электропотребления на каждый процент роста ВВП в среднем в период 2000-2005 гг. до 0,55 процента в 2006 г.). Ориентация на развитие электроёмких производств усилит эту неблагоприятную тенденцию, а переход к рыночным ценам в электроэнергетике будет её сдерживать. В рассматриваемом сценарии прогнозируется сохранение коэффициента эластичности на уровне 0,6 в период до 2025 г. с увеличением до 0,65 к 2030 г. В результате потребление электроэнергии увеличится более чем втрое, а душевое электропотребление вырастет с 6,6 МВт·ч в 2005 г. до 12 МВт·ч в 2020 г. и 20 МВт·ч в 2030 г. При этом электроёмкость ВВП в 2030 г. снизится относительно 2005 г. более чем вдвое и сравняется с её прогнозными значениями для группы передовых стран.

Основной прирост электропотребления придётся на промышленность, строительство и транспорт - их доля в общем потреблении сохранится в 2030 г. примерно на уровне 2005 г. (около 60 процентов). Доля Сибири и Дальнего Востока возрастет к 2030 г. до 30 процентов против 26 процентов в 2005 г. В связи с прогнозируемым повышением цен на природный газ, условия для экспорта электроэнергии ухудшатся. В европейской части экспорт смогут обеспечивать АЭС или равноэкономичные с ними угольные КЭС. Затраты на транспорт электроэнергии в Европу смогут быть компенсированы лишь за счет более высоких затрат местных производителей на выполнение жёстких природоохранных требований. На Урал и в Западную Сибирь выгоднее импортировать электроэнергию из Казахстана. Китай, Корея и Япония при определённых условиях могут стать эффективным рынком для электроэнергии из Восточной Сибири и Дальнего Востока. Тем не менее, нетто-экспорт электроэнергии может увеличиться с 2005 по 2030 гг. в 10 раз, несмотря на явное преимущество экспорта электроёмкой продукции над экспортом электроэнергии.

Прогнозируемая динамика внутреннего и внешнего спроса обусловливает необходимость доведения объема производства электроэнергии в России до 3 трлн. кВт·ч к 2030 г. по сравнению с 0,95 трлн. кВт·ч в 2005 г. В 2000-2005 гг. график электрической нагрузки уплотнялся за счёт увеличения летней нагрузки (увеличение количества кондиционеров, холодильников и т.п.). В перспективе ожидается дальнейшее уплотнение графика нагрузки в результате роста доли непрерывных электроёмких производств в потреблении. В обоих сценариях предусмотрено повышение общего резерва установленной мощности до 18-20 процентов, что соответствует норме надёжности электроснабжения потребителей 0,999 (современная норма - 0,996). В этом случае требуемая установленная мощность электростанций России в 2030 г. должна составить 580 млн. кВт. Из действующих 217 млн. кВт установленной мощности к 2030 г. с учётом возможностей экономически оправданного продления срока службы должно быть выведено из эксплуатации 20 млн. кВт АЭС и около 100 млн. кВт тепловых электростанций (мощность действующих ГЭС сохранится). В результате потребность во вводе новых мощностей в период прогнозирования составит 480 млн. кВт.

Электростанции отпускают потребителям тепло в зоне централизованного теплоснабжения, которая вырастет относительно меньше, чем общее теплопотребления (в результате интенсификации теплосбережения и увеличения доли коттеджной застройки с локальным энергоснабжением) - на. 35 процентов за период 2005-2030 гг. Предусмотрено опережающее развитие теплофикации с переводом большинства крупных и многих средних газовых котельных в режим ТЭЦ. В результате отпуск тепла электростанциями увеличится в 1,9 раза и достигнет в 2030 г. 60 процентов всего централизованного теплоснабжения (в 2005 г. - 44 процента).

Развитие ТЭК России будет во многом определяться динамикой мировых цен топлива и ценовой политикой на внутреннем рынке. На главном для России европейском рынке цены нефти возрастут, как ожидается, с 51 доллара за баррель в 2005 г. до 80-100 долларов в 2030 г. и цены сетевого газа - с 235 долл. за тыс. куб.м до 370-430 долл. В 2010-15 гг. внутренний рынок всех видов топлива станет конкурентным, но государство сможет контролировать его уровнем таможенных пошлин, обеспечивая соответствие внутренних цен межтопливной конкуренции и цен, равновесных с европейским рынком (net back prices). При этих условиях к 2030 г. цены газа в европейских районах страны составят 210-250 долл. за тыс. куб. м (в Сибири на 20-30 долл. меньше) и цены угля 50-60 долл. за т у.т. (в Сибири на 20-25 долл. меньше). При таких ценах внутреннее потребление энергоресурсов вырастет к 2030 г. на 85% при снижении энергоёмкости ВВП в 3,4 раза и увеличении душевого энергопотребления с 6,7 т у.т. в 2005 г. до 12 т у.т. в 2030 г.

Электростанции как крупнейший потребитель первичных энергоресурсов являются ядром ТЭК, преобразуя их в наиболее высококачественный энергоноситель (электроэнергию) и тепло. В 2005 г. они использовали 40 процентов всей первичной энергии и к 2030 г. их доля увеличится до 55 процентов. Экспорт энергоресурсов из России составил в 2005 г. почти 85 процентов от внутреннего потребления. При ожидаемых уровнях мировых цен на топливо его объём увеличится к 2015 г. на 15 процентов и затем стабилизируется, а структура будет меняться в пользу газа за счёт снижения доли нефти. При этом отношение объема экспорта к внутреннему потреблению снизится к 2030 г. до 53%, что, на наш взгляд, повысит устойчивость российской экономики.

Рост внутреннего и внешнего спроса потребует увеличения производства энергоресурсов на 50 процентов к 2030 г. При этом доминирующим ресурсом останется природный газ, но в условиях ожидаемого многократного повышения внутренних цен на него доля газа сократится с 43 процентов в 2005 г. до 36 процентов в 2030 г. Соответственно доли угля и нетопливных ресурсов (ГЭС, АЭС) возрастут с 18,7 процентов в 2005 г. до 35 процентов в 2030 г. Это повысит устойчивость энергоснабжения страны за счет диверсификации используемых энергоресурсов. Добыча газа вырастет с 641 млрд. куб. м в 2005 г. до 835 млрд. куб. м в 2030 г. Доля его поставок на внутренний рынок увеличится с 62 процентов в 2005 г. до 64 процентов в 2030 г. При этом ресурсы газа, доступные для использования электростанциями вырастут с 169 млрд. куб. м в 2005 г. до 207 млрд. куб. м в 2030 г. Уголь замыкает топливно-энергетический баланс страны и его добыча растёт быстрее, чем других видов топлива - в 2,8 раза с 2005 по 2030 гг. Кузбасс уступит первенство Канско-Ачинскому бассейну, который станет основным поставщиком угля для электростанций в рядовом и переработанном виде.

Производственная структура и размещение генерации

Наряду с величиной спроса и располагаемыми первичными энергоресурсами перспективы развития электроэнергетики определяются возможностями технического прогресса. В сфере генерации ожидается крупномасштабное внедрение следующих прогрессивных технологий:

· газотурбинные и парогазовые установки на природном газе (в основном для ТЭЦ и технического перевооружения, существующих КЭС) единичной мощностью от 2 до 800 МВт при к.п.д. от 52 до 60%;

· энергоблоки на твёрдом топливе сверхкритических параметров пара единичной мощностью 300-600 МВт;

· котлы с циркулирующим кипящим слоем для экологически чистого сжигания меняющегося и низкосортного топлива при техническом перевооружении агрегатов мощностью 50-300 МВт;

· котлы с циркулирующим кипящим слоем под давлением с мощностью агрегатов до 200 МВт и к.п.д. до 44-45 %, парогазовые установки с газификацией угля с к.п.д. до 55%, комбинированные энерготехнологии на канско-ачинских углях;

· обратимые гидроагрегаты для ГЭС-ГАЭС и приливных электростанций (с наплавными технологиями их сооружения) единичной мощностью от 2 до 500 МВт;

· ветровые установки мощность от 20 кВт до 10 мВт (после 2020 г с накопителями электроэнергии) при к. п. д. агрегата 90-92%;

· атомные энергоблоки с водоводяными реакторами единичной мощностью от 50 до 600 МВт (поточного изготовления), 1000 и 1500 МВт с глубиной выгорания ядерного топлива до 55-60 МВт.ч/кГ ;

· энергоблоки с реакторами на быстрых нейтронах единичной мощностью 800-1800 МВт с коэффициентом воспроизводства ядерного горючего до 1,5 и вводами мощности после 2025 г. в размерах, снимающих к 2040 г. проблему доступности уранового сырья.

Наряду с названными технологиями мини- и микроГЭС, комбинированные энергоустановки на биомассе, геотермальные и солнечные электроустановки, топливные элементы приобретут эффективность в локальном и индивидуальном энергоснабжении, но их удельный вес в показателях отрасли будет невелик. Промышленное использование термоядерной энергии, космических электростанций и других физических идей в генерации электроэнергии выходит за рамки рассматриваемого периода. Неопределённость стоимостных показателей новых технологий и цен используемого топлива делают необходимым риск-анализ и исследование чувствительности принимаемых решений.

Общими принципами выбора структуры в этих условиях являются:

· Максимальная диверсификация структуры генерирующих мощностей в основных энерогобъединениях страны. В европейской части России строительство АЭС и новых угольных КЭС должно сочетаться с подведением ЛЭП постоянного тока из Сибири (от Эвенкийской ГЭС и канско-ачинского угольно-энергетического комплекса), на Урале парогазовые КЭС в Тюменской области нужно дополнять КЭС на привозных углях и сибирскими электропередачами, в Сибири и на Дальнем Востоке должны рационально сочетаться КЭС на местных углях и ГЭС.

· Прогресс парогазовых и газотурбинных технологий в условиях кратного роста цен на топливо (особенно на газ) и ужесточение требований к экологии городов обусловливают сохранение приоритета за теплофикацией. Но крупные газовые ТЭЦ с протяжёнными теплосетями теряют в европейской части страны свою конкурентоспособность с АЭС (в сочетании с газовыми котельными) при сохранении преимуществ ТЭЦ малой и средней мощности во всей зоне централизованного газоснабжения и экологически «чистых» крупных ТЭЦ на угле в новых промышленных центрах Сибири и Дальнего Востока.

· Богатые гидроресурсы восточных районов страны должны рассматриваться как важнейший районообразующий фактор и база развития электроёмких производств на местном сырье. Необходимо также интегрировать новые ГЭС в ЕЭС с максимальным использованием их высокой маневренности и возможностей резервирования мощности в смежных энергообъединениях России и зарубежных стран. Развитие АЭС должно сочетаться с сооружением эффективных ГАЭС.

Основой электроэнергетики России останутся тепловые электростанции. Их доля в общем производстве электроэнергии сократится с 66 процентов в 2005 г. до 64 процентов в 2030 г., при этом произойдет существенное изменение соотношения долей ТЭЦ и КЭС. Доля ТЭЦ уменьшится с 36 процентов до 22 процентов при росте относительной и особенно абсолютной (почти в 5 раз) выработки КЭС. Конкуренцию ТЭС составят АЭС, размещаемые практически только в европейской части страны: производство электроэнергии на них вырастет в 4,2 раза, а доля - с 16 процентов в 2005 г. до 21 процента в 2030 г. При этом доля АЭС в установленной мощности электростанций увеличится с 11 процентов до 15 процентов с ростом их мощности с 23 млн. кВт в 2005 г. до 90 млн. кВт (в 3,9 раза). Доля ГЭС и ГАЭС в установленной мощности немного вырастет с 21 процента до 22 процента, а их доля в производстве электроэнергии уменьшится с 18,3 процента до 15 процентов при росте абсолютной выработки в 2,6 раза.

В прогнозируемый период значительно изменится ресурсная база электроэнергетики. Общий расход энергоресурсов электростанциями увеличится в этот период в 2,5 раза. Доля органического топлива сократится с 72 процентов в 2005 г. до 68 процентов в 2030 г. Средневзвешенный удельный расход органического топлива на отпущенную электроэнергию уменьшится в течение этого периода на 20 процентов. Абсолютный расход газа и мазута вырастет всего на 23 процента, а разница в покрытии энергобаланса будет компенсирована ростом использования твёрдого топлива: его расход увеличится почти вшестеро, а доля в общем потреблении ресурсов электростанциями - с 19 процентов в 2005 г. до 43 процентов в 2030г.

Быстрое развитие тепловой электроэнергетики, особенно угольной, вызовет рост эмиссии парниковых газов электростанциями: если в 2005 г. их выбросы составили только 69 процентов от уровня 1990 г., то между 2015 и 2020 гг. этот базовый уровень будет достигнут и без применения специальных технологий утилизации СО2 будет превзойдён к 2030 г. почти вдвое. Меры по замедлению этого опасного процесса требуют дополнительной проработки.

Электрические сети и системы управления

В передаче и распределении электроэнергии будет наблюдаться крупномасштабное применение следующих прогрессивных технологий:

· материалы и конструкции воздушных линий электропередачи переменного тока с улучшенными экологическими характеристиками, увеличивающие на 30-50% их пропускную способность с одновременным уменьшением на 30-40 % удельных потерь мощности и на 20-30 % - удельного веса;

· воздушные линии электропередачи постоянного тока напряжением ±600-800 кВ и выше с преобразовательными подстанциями 3 и более млн. кВт;

· материалы и конструкции электрических кабелей с новыми технологиями их подземной и подводной прокладки, снижающие удельную стоимость электропередачи на 40-60 %;

· материалы и конструкции для промышленного освоения явления «тёплой» сверхпроводимости (при температуре кипения азота), обеспечивающие экономически эффективное его использование в новых поколениях генераторов, трансформаторов, накопителей и других аппаратах, а также в электрических кабелях для глубоких городских и промышленных вводов мощности. Промышленное использование «тёплой» сверхпроводимости для системообразующих ЛЭП, волновых электропередач и других задельных разработок, выходит за рамки рассматриваемого периода;

· новое поколение силовой электроники и систем автоматического управления и защиты, кратно повышающие управляемость и эффективность работы энергосистем и потребителей в нормальных, аварийных и послеаварийных режимах, повышающие надёжность электроснабжения потребителей до 0,999-0,9996.

Недостаток согласованных в установленном порядке площадок размещения электростанций, высокая неопределённость, относящаяся к определению их типа и единичной мощности, а также неоднозначность технико-экономических показателей электропередач позволяют нам сформулировать лишь общие принципы развития электрических сетей:

1. Надёжная выдача мощности крупных электростанций в собственные энергообъединения, электроснабжение мегаполисов и крупных промышленных центров, межсистемные связи и дальний транспорт электроэнергии и мощности от особо крупных объектов (АЭС, ГЭС) и энергетических комплексов (КАТЭК и др.).

2. Реализация основных преимуществ (системных эффектов) совместной работы электростанций в составе ЕЭС России и с зарубежными странами путём глубокой взаимовыгодной интеграции энергообъединений и рынков электрической энергии и мощности России с Европейским Союзом и странами АТР.

3. Исключение критической зависимости электроснабжения субъектов РФ от зарубежных источников (относительная автономность электроснабжения страны).

4. Определение и использование в электропередачах оптимальной плотности тока и уровней напряжения.

5. Построение системообразующих электрических сетей по правилу «N - 1», а электроснабжающих сетей - в зависимости от категории потребителей. Повышение адаптивности основной электрической сети и управляемости ЕЭС России с широким использованием технологий и устройств FACTS.

В соответствии с этими принципами для развития основной электрической сети ЕЭС России пропорционального расчетным объемам электропотребления необходимо в рассматриваемых сценариях предусмотреть следующее:

· Применение линий электропередачи и вставок постоянного тока для межсистемных связей ЕЭС России с зарубежными странами на Востоке, Западе и Юге, а также внутри ЕЭС России для транспорта больших потоков электроэнергии на дальние расстояния; использование многоподстанционных передач постоянного тока и создание управляемых элементов в кольцевых сетях переменного тока.

· Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления связей между ОЭС Северо-Запада и Центра, повышения надежности выдачи мощности АЭС, а также для усиления связей с Беларусью и Украиной.

· Сети 500 кВ (и возможно 1100-1200 кВ) будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России (в том числе, в дополнение к системе постоянного тока Усть-Илимск - Южно-Якутский ГЭК - Хабаровск), усиления основной сети в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири и Востока, а также развития межсистемных связей между ОЭС, в первую очередь, между ОЭС Северного Кавказа и Центра, ОЭС Центра, Поволжья и Урала.

· Сеть 330 кВ наряду с системообразующими функциями в энергосистемах европейской части России и выдачей мощности крупных электростанций будет все больше играть роль распределительной сети.

Заключение

Энергоснабжение сложившихся территорий мегаполисов, крупных городов и промышленных центров будет осуществляться максимально модернизированными действующими электростанциями на газе и котельными с предвключёнными газовыми турбинами. Недостающая электроэнергия будет поставляться с помощью глубоких вводов кабелей и ЛЭП напряжением до 330 кВ, в том числе, сверхпроводящими кабелями. Переферия мегаполисов с преобладанием коттеджной застройки, простирающаяся в новых условиях расселения на десятки и сотни километров вокруг сложившихся территорий, будет в массовом порядке снабжаться когенерирующими установками, подключаемыми к распределительным электрическим и локальным низконапорным тепловым сетям. Инвестиции в отрасль и цены электроэнергии, огромный рост энергетического строительства потребует в 2005-2030 гг. до 850 млрд. долл. капиталовложений с прогрессирующим ростом среднегодовых инвестиций более чем в 12 раз (отношение капиталовложений в 2026-2030 гг. к их величине в 2001-2005 гг.). Доля капиталовложений в электроэнергетику в ВВП страны увеличится с 0,8% в 2001-2005 гг. до 2,8% в 2026-2030 гг. Более чем троекратный рост доли электроэнергетики в структуре капиталовложений страны потребует выработки новых механизмов взаимодействия отрасли и государства, привлечения крупных заемных и акционерных ресурсов.

Работа выполнена при финансовой поддержке Закрытого акционерного общества «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике» под руководством академика А. А. Макарова коллективом в составе к. э. н. Ф. В. Веселов, к. э. н. Е. А. Волкова, к. э. н. А. С. Макарова (Институт энергетических исследований РАН), Н. В. Бобылёва (ОАО “Энергосетьпроект”). «Методические основы…» одобрены Научно-экспертным советом АПБЭ и доработаны по заключению его экспертной группы в составе: А. А. Троицкий (председатель), к. э. н. В. И. Чемоданов, д. т. н. Л. Д. Хабачев и по замечаниям И. И. Батюка, к. т. н. В. В. Нечаева, д. т. н. Ю. А. Плакиткина, к. э. н. Г. Ю. Терентьева.

Список литературы

1) Кудрин Б.И. О Государственном плане рыночной электрификации России (ГОРЭЛ) и о концепции энергосбережения. М.: Электрика, 2001.

2) Кудрин Б.И. Техногенная самоорганизация. Для технариев электрики и философов. Вып. 25. «Ценологические исследования». М.: Центр системных исследований, 2004.

3) Чайковский Ю.В. О природе случайности. Монография. 2-е изд., испр. и доп. Вып. 27. «Ценологические исследования». М.: Центр системных исследований - Институт истории естествознания и техники РАН, 2004.

4) Калинин М.И., Хахаев Б.Н., Баранов А.В. Геотермальное теплоснабжение центральных регионов России с использованием мелких и глубоких скважин.//Электрика. 2004.

5) Безруких П.П. Состояние и тенденции развития нетрадиционных возобновляемых источников энергии//Электрика. 2003.

6) Состояние и перспективы возобновляемой энергетики в России. Обзор. П.П.Безруких, И.М.Брызгунов, В.В.Елистратов//Электрика. 2004. №5.

7) Электроэффективность: ежегодный рейтинг российских регионов по электропотреблению за 1990-1999 гг.//Электрика. 2001. №6.