Перспективы развития и модернизация электроэнергетики России на условиях повышения энергоэффективности и энергосбережения

Основу производственного потенциала российской электроэнергетики в настоящее время составляют более 700 электростанций общей мощностью 227,5 ГВт и линии электропередачи всех классов напряжений протяжённостью более 2,5 млн км. Около 90% этого потенциала сосредоточено в Единой энергетической системе (ЕЭС) России — уникальном техническом комплексе, обеспечивающем электроснабжение потребителей на большей части обжитой территории страны.

В структуре генерирующих мощностей электростанций России преобладают тепловые, доля которых в установленной мощности составляет 68,4%, доля атомных электростанций — 10,7%, гидравлических станций — 20,9%. Около 80% генерирующих мощностей тепловых электростанций в европейской части России (включая Урал) работают на газе и мазуте, в то время как в восточной части России более 80% генерирующих мощностей тепловых станций используют уголь.

За годы реформ ухудшились экономические показатели работы отрасли. С 1991 г. более чем в 1,5 раза увеличились относительные потери электроэнергии в электрических сетях на её транспорт; более чем в 1,5 раза выросла удельная численность персонала в отрасли; более чем в 2,5 раза снизилась эффективность использования капитальных вложений. Существенно сократился ввод новых и замещающих генерирующих мощностей: с 1992 по 2006 гг. на электростанциях России введено чуть более 20 тыс. МВт, в среднем около 1400 МВт в год, что значительно (примерно в 5 раз) меньше, чем в 60—80-х годах прошлого столетия.

Существенно выросли в последние годы тарифы на электрическую энергию. Они приблизились к тарифам в США и других странах, притом цена на природный газ для электростанций в России пока значительно ниже. Вместе с тем намечается дальнейшее повышение цен на электроэнергию. Помимо этого произошла негативная деформация структуры тарифов в сторону увеличения сетевой составляющей. В целом можно констатировать, что после распада СССР существенно снизились экономическая эффективность функционирования и темпы развития электроэнергетики в России.

Основными причинами снижения экономической эффективности функционирования электроэнергетики являются:
• отсталые энергетические технологии, используемые в электроэнергетике страны, особенно при генерации электроэнергии на газовых электростанциях и в электросетях низкого напряжения;
• использование морально и физически устаревшего энергооборудования на электростанциях и в электрических сетях (его доля превышает 40% от всего установленного);
• отсутствие в настоящее время оптимальной системы управления отраслью в условиях образования многочисленных собственников электроэнергетических объектов, которая бы обеспечивала ту минимизацию затрат на развитие и функционирование электроэнергетики, которую обеспечивала прежняя централизованная система управления отраслью;
• резкое сокращение научно-технического потенциала отрасли;
• существенное сокращение строительного потенциала;
• сокращение потенциала в отраслях отечественного энергомашиностроения и электромашиностроения.

Вместе с тем перед российской электроэнергетикой, в соответствии с Энергетической стратегией России на период до 2030 г., стоят масштабные задачи. Для обеспечения прогнозируемых потребностей в электроэнергии в России на период до 2030 г., которые оцениваются величиной 1550 млрд кВт•ч, необходимо будет увеличить производство электроэнергии по сравнению с 2008 г. в 1,5—1,6 раза, что составит около 1600 млрд кВт•ч в 2030 г. Для обеспечения прогнозируемых объёмов производства электроэнергии установленная мощность электростанций России к 2030 г. должна возрасти по сравнению с 2008 г. в 1,4—1,5 раза и составить около 315 ГВт. Объём вводов линий электропередачи напряжением 110 кВ и выше до 2030 года оценивается величинами 250—270 тыс. км, из них ВЛ напряжением 330 кВ и выше — 27—32 тыс. км. В целом инвестиционные потребности для развития ТЭС, АЭС, ГЭС и электрических сетей на период до 2030 г. оцениваются величиной 507—515 млрд долл., в том числе электрические сети — 201—205 млрд долл.

Ключевое значение для достижения целей Энергетической стратегии и повышения эффективности работы российской электроэнергетики имеют:
• модернизация электроэнергетики страны на базе передовых технологий производства, передачи и распределения электроэнергии, с тем чтобы к 2030 году получить электроэнергетику с технологической основой, адекватной таковой в наиболее развитых странах мира;
• развитие научных работ по созданию новых (в том числе прорывных) технологий, обеспечивающих приоритетное развитие отечественной электроэнергетики;
• создание системы целостного оптимального управления развитием и функционированием электроэнергетики России.

Программа модернизации электроэнергетики страны была разработана под руководством Энергетического института имени Г.М. Кржижановского практически всеми ведущими научными и проектными институтами отрасли совместно с институтами РАН.

Модернизация электроэнергетики включает не только вывод из эксплуатации старого, физически и морально устаревшего оборудования, реконструкцию низкоэффективного оборудования и замену низкоэффективных технологий на современные, но и создание принципиально нового перспективного оборудования и новых «прорывных» энерготехнологий. Кроме того, исключительное значение приобретает и модернизация Единой электроэнергетической системы страны с оптимальным сочетанием централизованного энергоснабжения от крупных электростанций с мощными блоками (более 200 МВт), соединёнными высоковольтными магистральными электрическими сетями напряжением 220 кВ и выше, и энергоснабжение потребителей от локальных энергетических систем с распределённой генерацией с энергоустановками малой мощности, что в целом обеспечивает надёжное энергоснабжение и приводит к снижению тарифов на электроэнергию. Локальные энергосистемы с распределённой генерацией, работающие как на местных топливных ресурсах, так и на нетрадиционных, возобновляемых источниках энергии, будут строиться с использованием принципа управляемых энергосистем с автоматическим управлением как производством, так и транспортом и потреблением электроэнергии и тепла. Автоматизированный учёт и управление спросом потребителей будут присутствовать и для крупных потребителей в сочетании с гибкими магистральными электрическими сетями высокого напряжения, позволяющими осуществлять их оптимальное управление в соответствии с имеющимся спросом на электроэнергию, обеспечением требуемой надёжности и оптимальными экономическими характеристиками.

Комплекс мер по модернизации электроэнергетики является существенной составной частью Генеральной схемы развития электроэнергетики России на период до 2020 г.

Выбор модернизируемых энергоблоков и электростанций производился путём расчётов (балансовых, технико-экономических, надёжностных и расчётов устойчивости работы сетей) с увязкой выводимых из эксплуатации и модернизируемых мощностей, линий выдачи мощности и показателей надёжности энергоснабжения. Ранжирование реализации мероприятий проводится на базе технологических и технико-экономических расчётов применительно к оптимальному функционированию ЕЭС России. Главное при этом не нарушить принципы обеспечения требуемой надёжности энергоснабжения потребителей.

Первоначальным сектором при модернизации тепловой энергетики является сектор производства электроэнергии с использованием газа. В настоящее время электроэнергия в этом секторе у нас в стране производится по низко-экономичному паросиловому циклу (средний КПД производства электроэнергии в стране в этом секторе — 36,5%). Замена технологического цикла на парогазовый даёт увеличение КПД производства электроэнергии на 50—60%, в зависимости от типа и мощностного ряда оборудования, что приводит к соответствующей экономии газа. По проведённым расчётам средняя годовая экономия газа в рамках данного сектора на уровне 2020 г. составит около 35 млрд м3 в год. Реконструируются блоки мощностью 150, 200 и 300 МВт, в первую очередь конденсационные. Большая часть низкоэкономичных установок с параметрами пара перед турбиной 90 и 130 ата будет выведена из эксплуатации и заменена современными установками в соответствии с приоритетами из условий обеспечения надёжного функционирования объединённых энергосистем и имеющихся резервов.

Для всех типов оборудования разрабатываются типовые проекты для обеспечения серийного заказа энергомашиностроительным заводам. Это направление модернизации обеспечивается за счёт уже имеющихся лицензионных ГТЭ-160 МВт (выпуск ЛМЗ по лицензии фирмы Сименс), ГТЭ-110 МВт (разработка Николаевского завода, Украина, выпуск завода «Рыбинские моторы»; при этом необходимо осуществить доводку турбины) и ГТЭ-65 (отечественная разработка ЛМЗ, необходимо осуществить пуск турбины в эксплуатацию на ТЭЦ № 9 и её доводку). Для покрытия потребностей в энергооборудовании предполагается широкое использование его изготовления по лицензиям ведущих мировых производителей.

Важным при модернизации газовой теплоэнергетики является комплекс работ по созданию пилотных образцов отечественных газовых турбин большой мощности (300— 350 МВт) с начальной температурой газа 1500—1600о С, которые позволят наращивать мощности на газовых электростанциях с помощью высокоэкономичных парогазовых установок с КПД более 60%.

Кроме модернизации существующих электростанций проводится модернизация крупных котельных путём их перевода в режим когенерации с установкой предвключённых газовых турбин мощностью от 2,5 до 40 МВт в зависимости от тепловой мощности водогрейных котлов. Данная модернизация позволяет дополнительно вырабатывать около 200 млрд кВт•ч электроэнергии на уровне 2020 г. с КПД более 47%.

Для покрытия пиковой части графика нагрузок необходимо разработать пиковые электростанции с использованием газотурбинных установок. Низкая удельная стоимость подобных электростанций (которые могут быть и мобильными) позволяет организовать работу высокоэффективных установок (атомных, парогазовых и мощных угольных блоков) в стационарном режиме и существенно снизить стоимость производства электроэнергии и увеличить надёжность работы оборудования. Кроме того, данные установки могут использоваться для регулирования уровня напряжения в узловых точках ЕНЭС России.

В секторе угольной энергетики главным при модернизации электростанций является реконструкция существующих мощных блоков (более 200 МВт) с повышением КПД от 34—36% до 43—44% (пионерный блок Рефтинская ГРЭС — КПД после не слишком глубокой модернизации — 41%). Для угольных ТЭЦ ближайшая модернизация будет осуществляться также путём установки котлов с циркулирующим кипящим слоем. Однако в этом сегменте необходима разработка проекта новой современной угольной ТЭЦ с пылеугольным котлом, отвечающая всем современным и перспективным требованиям, включая природоохранные, и разработка ПГУ с внутрицикловой газификацией угля.

Необходимо также воссоздать на новой технологической базе установки суперсверхкритических параметров пара (270 ата/ 610°С/ 620°С и 350 ата 700/720°С) при использовании угля. У нас в стране такие установки работали начиная с 50-х годов до конца прошлого столетия, однако по сути эта технология на сегодняшний день не существует.

Для твёрдого топлива актуальна также разработка мощной парогазовой установки (600—800 МВт) с внутренней газификацией угля с газовыми турбинами (200—250 МВт).

Особая роль в современной электроэнергетике принадлежит так называемым энерготехнологическим установкам и технологиям. Подобные технологии позволяют кроме электроэнергии получать из твёрдого топлива товарные продукты в виде жидкого топлива (искусственная нефть), калорийного газа и твёрдого остатка (полукокс и зола). В идеальном случае такие технологии дают возможность практически полного использования исходного твёрдого топлива — угля или сланца.

Сланцевые энерготехнологические установки независимо разработаны и запущены в промышленную эксплуатацию в двух странах — СССР и Бразилии. В СССР установка, использующая процесс пиролиза сланца твердым теплоносителем (процесс Галотер), была создана в Энергетическом институте им. Г.М. Кржижановского и построена в 80-х годах прошлого века в двух экземплярах недалеко от города Нарва на Эстонской ГРЭС. Единичная производительность установки (УТТ-3000) — 3 тыс. т перерабатываемого с помощью твёрдого теплоносителя сланца в сутки, т.е. около 1 млн т перерабатываемого сланца в год. В Бразилии подобная установка, но с газовым теплоносителем, имеет меньшую производительность (2 тыс.т сланца в сутки) и несколько худшие технологические и экономические показатели. Пока это единственные в мире коммерчески рентабельные действующие установки. Однако такая технология использования твёрдого топлива перспективна и, безусловно, будет востребована в ближайшем будущем.

Подобные установки должны быть разработаны и построены и для переработки угля. Такие работы были проведены в Энергетическом институте им. Г.М. Кржижановского, построена реальная установка для переработки 1 млн т угля Ирша-Бородинского месторождения в год, но в эксплуатации установка освоена не была по причине развала СССР и прекращения работ. На сегодняшний день такая технология не существует.

Для общей характеристики результатов реализации программы модернизации тепловой энергетики следует привести следующие показатели. Общая мощность выведенных из эксплуатации и замещённых новым оборудованием электростанций до 2030 г. может достичь 60—70 ГВт, мощность реконструированных ТЭС — около 75—80 ГВт. На уровне 2020 г. средний КПД производства электроэнергии на газе с учётом проведённой модернизации может составить 52—53% (по сравнению с настоящими 36—36,5%). Средний КПД производства электроэнергии на угле составит около 38—39% (по сравнению с 31—32% в настоящее время). Экономия топлива на уровне 2030 г. составит около 100 млн т у.т. в год.

Важной представляется модернизация энергоустановок и электростанций в секторе гидроэнергетики. Здесь актуальным является:
• проведение модернизации гидроэнергетического оборудования практически на всех гидроэлектростанциях России;
• создание крупных высокоэффективных гидроагрегатов с переменной скоростью вращения, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели и удешевляющих стоимость производства электроэнергии;
• разработка и изготовление комплекса высокоэффективного оборудования для обратимых гидроагрегатов ГАЭС с переменной скоростью вращения и единичной мощностью 300—350 МВт, позволяющих обеспечить высокую маневренность в генераторном и насосном режимах, что даст возможность повысить КПД и снизить удельную стоимость сооружения электростанций;
• разработка гидрооборудования для приливных электростанций, прежде всего эффективных ортогональных турбин и средств сооружения ПЭС, с помощью наплавных блоков, что позволит приступить к освоению энергии приливов;
• разработка и внедрение автоматизированных и автоматических систем непрерывного контроля состояния гидроагрегатов и гидротехнических сооружений.

В области развития технологий атомной энергетики последние 15 лет наблюдалось определенное затишье. Причинами его были не только эмоции широких слоёв населения, но и экономика — изменение хозяйственных условий, затруднивших новое строительство. В итоге практически прекратилось строительство АЭС в Европе и США, сократилась реализация новых идей. Дальнейшее развитие атомной энергетики в значительной степени зависит от того, будут ли АЭС совершенно безопасными, как на рабочих режимах, так и в случае аварийных ситуаций, и какие новые энергоустановки будут созданы.

Не менее важен подъём конкурентоспособности АЭС. Для этого необходимо повысить экономичность преобразования тепловой энергии в электрическую, снизить капитальные затраты на киловатт установленной мощности, решить экологические проблемы при осуществлении топливно-ядерного цикла. Это нелёгкие задачи, тем более что введение дополнительных систем пассивного отвода тепла, «ловушек» для расплавленной зоны, защитных оболочек и т.д. увеличивает затраты на строительство и себестоимость вырабатываемой электроэнергии.

На ближайший период (20—25 лет) в качестве основных рассматриваются три реакторных технологии:
• корпусные реакторы с водяным теплоносителем типа ВВЭР и их модификации;
• быстрые реакторы с жидкометаллическим теплоносителем;
• высокотемпературные реакторы с гелиевым теплоносителем.

Развитие этих реакторных технологий разнесено во времени, что позволяет концентрировать ресурсы для достижения наибольшего эффекта на соответствующем этапе формирования ядерно-энергетической системы. До 2020 г. предусматривается наращивание мощностей атомной энергетики на основе последовательно совершенствуемых проектов водо-водяных реакторов ВВЭР-1000 (АЭС-2006). Планируется модернизация их топливного цикла с переходом на более высокое выгорание топлива (около 60 ГВт •сут/т) и пятикратные перегрузки топлива, что обеспечивает более экономный топливный цикл. Параллельно под руководством РНЦ «Курчатовский институт» создаётся новый реактор ВВЭР-1500. В этом случае для повышения КПД турбоустановок АЭС до 38% при использовании быстроходных (3000 об/мин) турбин необходимо увеличить начальное давление пара до 7,2 МПа. Последние проработки показали возможность создания на отечественных заводах основных компонентов АЭС с блоком ВВЭР-1500, параметры которого не уступают Европейскому проекту EPR. В 2012 г. или чуть позже кроме уже работающего реактора на быстрых нейтронах БН-600 будет введён в эксплуатацию БН-800, который должен продемонстрировать замыкание топливного цикла на основе уран-плутониевого топлива. В 2018—2020 гг. может быть подготовлена малая серия реакторов на быстрых нейтронах. В них последовательно модернизируется активная зона с таким расчётом, чтобы к 2026—2029 гг. выйти на параметры перспективного реактора на быстрых нейтронах, который обеспечит избыточную наработку ядерного топлива, достаточную для развивающейся многокомпонентной атомной энергетики. Выбор наиболее привлекательного инновационного проекта такого реактора предполагается сделать на основе рассмотрения нескольких вариантов быстрых реакторов.

На этом же этапе, согласно прогнозу Курчатовского института, начнётся техническое проектирование высокотемпературных реакторов с гелиевым теплоносителем (ВТГР) для электроэнергетики. Концепция модульных ВТГР хорошо дополняет мощностной ряд ядерных блоков в диапазоне 300—500 МВт, что соответствует требованиям рынка. Более высокие термодинамические параметры теплоносителя в этих реакторах позволят существенно увеличить термодинамический КПД и создадут возможность их использования в регионах, испытывающих дефицит водных ресурсов для снятия конечного тепла. Ввод в эксплуатацию ВТГР ориентирует эти регионы на неэлектрическое использование атомной энергии и развитие водородной энергетики.

Судя по всем разработкам, выполняемым в мире, стратегическое направление развития атомной энергетики — это замыкание ядерного топливного цикла. Создание замкнутого топливного цикла решает две основные задачи. Во-первых, обеспечивает атомную энергетику надёжной сырьевой базой, поскольку в топливный цикл будет вовлечён уран-238, а впоследствии и торий-232. Во-вторых, решает проблему выделения, минимизации объёма и окончательной изоляции не находящих пока применения радиоактивных продуктов, которые образуются в процессе функционирования атомной энергетики. В результате замыкания цикла более полно будут использоваться природные ядерные ресурсы (уран, торий) и искусственные делящиеся материалы, возникающие при работе ядерных реакторов (плутоний и др.) и минимизируются радиоактивные отходы. На базе вышеуказанных технологий и предполагается провести модернизацию атомного сектора электроэнергетики страны.

Нетрадиционные источники. В последнее время много исследований проводится в сфере водородной энергетики. Свою нишу в энергетике обозримого будущего она, безусловно, займёт, но особых оснований для глобального оптимизма, на наш взгляд, водородная энергетика не даёт. Причина проста: источник, который предполагается использовать, — водород — дорогое и сложное для эксплуатации рабочее тело. Так что этому перспективному направлению уготована существенная, однако всё же некая вспомогательная роль. Значение водородной энергетики может возрасти в случае массового строительства атомных электростанций и использования дешёвой электроэнергии в ночное время для производства водорода с помощью электролиза воды или высокотемпературных газоохлаждаемых реакторов.

Возводить мощное энергетическое хозяйство в России на таких столь широко разрекламированных нетрадиционных направлениях, как солнечная или ветроэнергетика, с нашей точки зрения, объективно невозможно. Не та мы в климатическом отношении страна. Разумеется, электрические станции, использующие солнечные фотоэлементы на основе каскадных гетероструктур или арсенид-галлиевые фотоэлементы, которые позволяют встроить дополнительный цикл с применением органики и существенно поднять эффективность производства электроэнергии, могут быть задействованы на региональном уровне. Ветроустановки, производящие электроэнергию, могут успешно работать в районах Чукотки, Северного Кавказа или Дальнего Востока; геотермальные электростанции — на Камчатке и Сахалине; теплоснабжающие установки — на Северном Кавказе, в Краснодарском крае и Западной Сибири.

Крупномасштабное освоение российского потенциала энергии приливов и отливов требует создания типового отечественного гидрооборудования для приливных электростанций, прежде всего эффективных (с КПД до 85—87%) ортогональных турбин, и средств сооружения самих станций с помощью наплавных блоков. Над решением этих проблем работают учёные как в России, так и за рубежом.

Энергетика, использующая биомассу, просто обязана развиваться в России. Промышленные и бытовые отходы, отходы лесного хозяйства — это отнюдь не полный перечень топлив для так называемой малой энергетики и транспорта.

ЕЭС России. Безусловно, новые технологии должны создаваться в области не только генерации электроэнергии, но и её транспорта и распределения, поэтому развитие энергетической науки и технологической базы должно быть комплексным и всеохватывающим. Большое преимущество России заключается в том, что предыдущие поколения учёных и техников создали Единую энергетическую систему страны — постоянно развивающийся комплекс взаимосвязанных энергетических объектов, которые объединены общим технологическим режимом работы и централизованным оперативным управлением, обеспечивающим надёжное и экономичное электроснабжение основной части потребителей. По своим масштабам ЕЭС России относится к крупнейшим централизованно управляемым энергообъединениям в мире.

Высшим номинальным напряжением воздушных линий переменного тока в нашей стране в настоящее время является напряжение 1150 кВ, которое по-настоящему нами не освоено. Основу передающей системы ЕЭС России составляют электрические сети напряжением 330, 500 и 750 кВ. Общая протяжённость воздушных линий этих классов напряжений на начало 2008 г. достигала 54,1 тыс. км, а установленная трансформаторная мощность подстанций — 157,5 млн кВА. Протяжённость линий электропередачи напряжением 110 и 220 кВ на начало 2008 г. — около 390 тыс. км.

Представляется, что классы напряжений в обозримом будущем вряд ли будут меняться, потребуется лишь разработка оборудования и линий электропередачи постоянного тока на напряжение 1500 кВ (±750 кВ) в случае необходимости передачи громадных потоков электроэнергии (20 млрд кВт•ч и более) и доработка научно-технических решений по линиям переменного тока напряжением 1150 кВ. Однако появление целого ряда технологий как в энергосистемах, так и в линиях электропередачи и подстанциях (рис. 1) приведёт через 15—20 лет к возникновению электрических сетей нового поколения.

Рассмотрим главные из этих технологий, призванные оказать принципиальное влияние на будущую конфигурацию ЕЭС России, да и на построение сетей в мировой электроэнергетике.

Проводники с использованием композиционных материалов должны повысить токонесущую способность, уменьшить затраты на сооружение линий электропередачи, снизить потери в сетях, уменьшить вес, увеличить продолжительность срока службы, увеличить сопротивление коррозии, уменьшить провисание проводов. «Идеальный» проводник должен иметь проводимость высокочистой меди, вес алюминия, прочность и продолжительность срока службы усиленной стали. В зарубежных публикациях стоимость таких линий воздушных передач оценивается от 2 до 8 млн долл. за 1 милю, а кабельных — от 5 до 15 млн долл. Разработка «идеальных» проводников началась в технически развитых странах и срок их создания оценивается в 8—10 лет. 

Рис. 1
Схематическое изображение вклада новых технологий, используемых в энергосистемах, подстанциях и линиях электропередачи (ЛЭП), в создание электрических сетей нового поколения.

Высокотемпературные сверхпроводниковые материалы и устройства на их основе — кабели, ограничители токов короткого замыкания, трансформаторы, синхронные компенсаторы, накопители энергии и т.д. Их применение может принципиально изменить не только электрические сети, но и используемое электрооборудование, частично вернув мир в эпоху до разработки техники трёхфазного тока М.О. Доливо-Добровольским.

Наиболее продвинуты исследования по созданию высокотемпературных сверхпроводящих кабелей на основе материалов первого и второго поколений. В мире в опытной эксплуатации находится около 15 сверхпроводящих кабелей, изготовленных из высокотемпературных сверхпроводниковых материалов длиной от 30 до 600 м. Самый длинный из установленных в распределительных сетях (Нью-Йорк, США) сверхпроводящий кабель имеет длину 600 м и параметры: ток 2,4 кА, напряжение 132 кВ, передаваемая мощность — 35 МВА. Пущен в эксплуатацию в апреле 2008 г.

В России в 2009 г. под руководством Энергетического института им. Г.М. Кржижановского и при участии Московского авиационного института (МАИ), Всероссийского научно-исследовательского института кабельной промышленности (ВНИИКП) и НТЦ «Электроэнергетика» был создан первый в России сверхпроводящий кабель длиной 200 м, рассчитанный на следующие параметры: ток длительно рабочий 1,5 кА (с перегрузкой 2,0 кА), напряжение 20 кВ, передаваемая мощность — 50—65 МВА (рис. 2). Кабель снабжён новой системой криообеспечения и криостатирования (рис. 3). В системе криообеспечения используется уникальный крионасос и сверхпроводящий электропривод к нему, что позволяет вместе с уникальным криорефрижератором создать модульную систему криообеспечения протяжённых высокотемпературных силовых кабелей. Эта система, принципиально отличающаяся от всех существующих ныне в мире, в состоянии с высокой эффективностью и надёжностью обеспечить криоснабжение сверхпроводящих кабелей практически любой длины. Появляется возможность для проектирования и эксплуатации длинных (несколько десятков километров) сверхпроводящих линий.

 Рис. 2
ВТСП силовой кабель а) конструкция; б) навивка сверхпроводящей ленты; в) кабель на катушке; г) токовводы
1, 2, 3 – центральный несущий элемент – формер: центральняа спираль, пучок медных проводов, обмотка медной лентой
4, 5, 6, 7 – сверхпроводящий токонесущий слой – два повива ВТСП-лент, разделённых лентой из нержавеющей стали
8, 9, 10 – изоляция: полупроводниковая бумага, кабельная бумага, полупроводниковая бумага
Экран: повив сверхпроводящих лент и стабилизатор из повива медных лент
12, 13, 14, 15, 16, 17 – криостат – внутренняя гофрированная труба; внешняя гофрированная труба; защитная оболочка.

Рис. 3
Система криостатирования для сверхпроводящего кабеля.
Слева — система криостатирования в сборке; 1 — криогенный насос с высокотемпературным электроприводом; 
2 — трубопроводы; 3 — запорный вентиль.
Справа — криогенный насос с высокотемпературным электроприводом.

Создан также первый российский гибкий криостат, позволяющий уменьшить внешние теплопритоки почти в 2 раза по сравнению с широко распространёнными за рубежом криостатами фирмы «Nexans». Необходимо также разработать сверхпроводящий токоограничитель для установки в электрических сетях и другие энергетические установки с использованием явления сверхпроводимости (трансформатор, компенсатор, накопители и др.). Это позволит начать экспериментальную эксплуатацию нового оборудования в реальных сетях и тем самым — подготовку к широкому использованию сверхпроводниковой техники в реальной электроэнергетике. Дальнейшее развитие этой техники будет зависеть от стоимости исходных материалов и сверхпроводящего провода.

Третьей новой технологией для использования в электрических сетях являются недорогие и надёжные накопители электроэнергии разных типов на всех уровнях: основной сети, распределительной сети и конечных потребителей. Их широкое применение может кардинальным образом повлиять на электроэнергетический рынок за счёт выравнивания графиков нагрузок и повышения использования генерирующих, передающих и распределительных средств, а следовательно, и на развитие электроэнергетики страны. Здесь важно отметить необходимость создания новых накопителей с большими возможностями, в том числе на базе нанотехнологий. Пока мир умеет создавать накопители относительно небольшой ёмкости (7—10 МДж), которые не являются дешёвыми.

Создание распределённой генерации и распределённых интеллектуальных систем управления. Концепция распределённой генерации сводится к построению независимых от централизованных сетей генерирующих мощностей для выработки электроэнергии в непосредственной близости от локальных потребителей, при этом учитываются их специфические запросы по объёмам и профилю потребления. Инвестиционная привлекательность и финансовая эффективность распределённых систем обусловлена относительно невысоким уровнем первоначальных вложений, возможностью быстрого и поэтапного ввода в эксплуатацию, полным контролем со стороны потребителя. В силу отмеченных привлекательных свойств системы распределённой генерации энергии рассматриваются как важнейшая составляющая в новой парадигме развития мировой энергетики.

Остановимся более подробно на достоинствах распределённых систем.
1. Высокая технологическая и экономическая эффективность. Общий КПД свыше 90% в режимах когенерации и тригенерации. Себестоимость вырабатываемой электроэнергии и тепла вдвое ниже тарифов за счёт более эффективных технологий генерации, отсутствия потерь и накладных расходов. Типичный срок окупаемости — от пяти (только электроэнергия) до двух-трёх лет при полной утилизации тепла в режимах когенерации и тригенерации.
2. Модульность, масштабируемость, мобильность. Доставка блоками необходимой мощности, возможность быстрого подключения новых блоков к уже работающей станции, а также их демонтажа и перемещения на новые объекты.
3. Короткие сроки ввода в эксплуатацию. Обычно строительство электростанции мощностью до 2 МВт занимает 9—12 месяцев, более мощных станций (10—20 МВт) — 12—18 месяцев.
4. Энергетическая независимость и контроль. Конечный потребитель и его подрядные организации полностью контролируют сроки возведения генерирующих объектов и процесс их эксплуатации. Устраняется проблема сбоев, отключений, нарушений параметров тока и напряжения по не зависящим от потребителя причинам.
5. Варианты использования технологий. Распределённые энергетические системы особенно часто служат автономными источниками электроэнергии, а в режимах когенерации и тригенерации — источниками тепла и холода. Они применяются также для снятия пиковых нагрузок в режимах параллельной работы с централизованной энергосистемой; в проектах, основанных на использовании альтернативного топлива — биогаза, попутного нефтяного газа, шахтного метана и др.; в проектах со специфическими требованиями по качеству энергии, надёжности, срокам запуска, экологии и др., которые в конкретных условиях не могут быть удовлетворены централизованными энергосистемами.
6. Автономные источники. Примерами использования распределённой генерации в качестве автономных источников могут служить энергоцентры собственных нужд новых промышленных предприятий, офисов компаний, объектов социальной инфраструктуры. Потребность в собственных энергоцентрах возникает в тех случаях, когда централизованное подключение либо недоступно по причине удалённости объектов, износа транспортной инфраструктуры, недостатка генерирующих мощностей в регионе, либо экономически неэффективно в силу, например, высокой платы за подключение, либо неприемлемо по срокам, так как увязывается с глобальными планами реконструкции и развития сетей и централизованной генерации. В связи с этим всё большее число вновь возводимых или реконструируемых заводов, средних и малых предприятий в области промышленного производства и переработки выбирают распределённую генерацию в качестве альтернативы подключению к сетям.
Распределённые системы, объединённые в локальную сеть и автоматически управляемые (Smart grids), идеально подходят для энергоснабжения комплексно застраиваемых микрорайонов и даже городов. Часто такое строительство ведётся на новых, не обустроенных территориях. Распределённая генерация позволяет внедрять энергетические мощности постепенно, по мере роста потребности — от механизации строительных работ до ввода в эксплуатацию в соответствии с очерёдностью жилых и инфраструктурных объектов. Таким образом, обеспечивается наиболее мягкий и эффективный режим инвестиций, снижаются риски простоя работ и объектов, устраняются необоснованные затраты в инфраструктуру централизованных энергосистем.
7. Параллельная работа с централизованной энергосистемой. Это наиболее разумный компромисс с экономической и технологической точек зрения при решении проблемы дефицита централизованных мощностей. Данный режим функционирования системы снижает уровень необходимого резервирования и способствует сглаживанию пиковых нагрузок. Подобные проблемы приходится решать при расширении производства или перепрофилировании объекта, если суточный график потребления энергии неравномерный. Распределённая система может дополнять имеющиеся мощности энергосистемы в момент возникновения пиковых нагрузок. Однако технологически и экономически наиболее эффективно рассчитывать мощности распределённых систем исходя из максимальной величины постоянного потребления, а пиковые нагрузки покрывать за счёт энергосистемы.
8. Использование альтернативного топлива (включая местные различные виды энергоресурсов). Как правило, альтернативные виды топлива находят применение при решении комплексной задачи — улучшения экологической ситуации и удовлетворения собственных потребностей в энергии. Попутный нефтяной газ используется при обустройстве новых нефтяных месторождений, шахтный метан — в эффективных системах взрывобезопасности, биогаз — на городских свалках и очистных сооружениях.

Наконец, последняя эффективно развивающаяся новая технология электрических сетей — силовая электроника и создание на её основе управляемых электрических сетей, в которых можно менять количество передаваемой активной и реактивной мощности, поддерживать строго в заданных интервалах уровни напряжений и распределять потоки энергии по различным направлениям. Такие технологии требуют разработки высокоэффективных полупроводниковых материалов и элементной базы силовой электроники, а также создания относительно дешёвых устройств продольной и поперечной компенсации, управляемых реакторов, синхронных компенсаторов, фазоповоротных устройств, статкомов, регуляторов напряжения, устройств (вставок) сопряжения линий переменного и постоянного тока или надёжного разделения двух энергосистем. Развитие подобных технологий невозможно без новых дешёвых материалов для сильноточной электроники, например, карбида кремния, для перевода тиристорной базы на иной стоимостный уровень.

Все приведённые выше технологии сделают возможным создание в России до 2030 г. новой электроэнергетики, по своим параметрам и характеристикам не уступающей электроэнергетике развитых стран на этот же период времени.

Генерирующие мощности, работающие на газе, к 2030 г. будут представлять собой после замены или реконструкции в основном парогазовые установки мощностью от 70 до 450 МВт с КПД в среднем 53—55%. Среди новых парогазовых будут использоваться установки единичной мощностью от 325 до 750—800 МВт с КПД 55—60% и ПГУ меньшей мощности на ТЭЦ. Широкое применение для целей регулирования найдут ГТУ и сочетание ГТУ с котлом-утилизатором для производства электроэнергии и тепла. Генерирующие мощности на угле будут представлять собой установки на сверхкритические и суперкритические параметры пара с КПД от 46 до 55% (в случае качественного высококалорийного угля), установки с котлами с циркулирующим кипящим слоем, котлами с «низкотемпературным вихрем», а также будут осваиваться установки с газификацией угля и энерготехнологические установки. Общий средний КПД производства электроэнергии на установках, работающих на угле, будет порядка 41%.

В атомной энергетике к 2030 году в европейской части России будут преобладать серийные блоки АЭС с водо-водяными реакторами (ВВЭР) повышенной безопасности большой мощности 1000—1500 МВт с КПД до 36—37% и КИУМ до 90%, кроме того, на Урале будут внедряться серийные энергоблоки с реакторами на быстрых нейтронах большой мощности с КПД выше 40% и КИУМ более 90% на урановом и уран-плутониевом топливе в замкнутом ядерном топливном цикле. На периферии ЕЭС России и в изолированных энергоузлах найдут применение энергоблоки АЭС и АТЭЦ с реакторами ВВЭР (ВБЭР) средней мощности (до 600 МВт) повышенной безопасности. В прибрежных районах Крайнего Севера и Дальнего Востока для энергоснабжения изолированных потребителей получат распространение плавучие энергоблоки с атомными теплоэлектростанциями малой мощности (до 70 МВт). Высокотемпературные модульные ядерные реакторы с газовым охлаждением будут применяться для промышленного теплоснабжения, для производства водорода, синтетического жидкого топлива и пр.

Широко будут использоваться гидроэнергетические установки различных мощностей с их концентрацией в регионах Сибири и Дальнего Востока, выполняющие системообразующую роль и покрывающие пиковую часть графика нагрузки.

Прирост производства электроэнергии на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью с тепловыми электростанциями на угле с учётом их экологического воздействия на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки. Важное значение будет также иметь возможность достижения мультипликативных эффектов развития этих регионов, связанных с вводом новых гидрогенерирующих мощностей и созданием на их основе кластеров промышленных производств — потребителей энергии ГЭС.

Нетрадиционная энергетика будет развиваться в виде ветровых установок, энергоустановок, использующих энергию солнца, энергоустановок, использующих энергию биомассы, биогаза, газа, выделяемого отходами производства и потребления на свалках таких отходов, газа, образующегося на угольных разработках, геотермальную энергию и энергию приливов морей и океанов.

Производство тепла будет сосредоточено на теплоэлектроцентралях с уменьшением их роли в теплоснабжении за счёт развития систем когенерации (ГТУ плюс котелутилизатор) и автономных теплоснабжающих установок. К 2030 г. доля тепла, производимого на ТЭЦ в системе централизованного теплоснабжения, уменьшится на несколько процентов. Эту нишу займут ГТУ-ТЭЦ и автономные энергоустановки.

Большое развитие получат установки распределённой генерации электроэнергии в виде ГТУ и сочетания ГТУ плюс котел-утилизатор, которые будут замещать существующие котельные. Данные установки мощностью от десятков кВт до 60—70 МВт будут выполнять роль как индивидуальных средств энергоснабжения, так и источников покрытия переменной части графика нагрузки, увеличивая тем самым коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) мощных энергоустановок. В целом доля распределённой генерации к 2030 году может достичь 10% от производства электроэнергии на тепловых электростанциях.

Таким образом, генерирующие мощности в 2030 г. будут состоять из энергоустановок, работающих на передовых, мирового уровня технологиях, позволяющих проводить их эффективную эксплуатацию. Средний удельный расход условного топлива на 1 кВт•ч на тепловых электростанциях снизится с существующего уровня 333 г у.т. до 300 г у.т. в 2020 г. и до 270 г у.т. в 2030 г.

Развитие основной электрической сети ЕЭС России до 2030 г. должно происходить главным образом путём усиления сети переменного тока. Применение передач постоянного тока может быть рассмотрено для передачи электроэнергии на дальние расстояния от крупных электростанций, для связи между мощными объединёнными энергосистемами, а также для развития межгосударственных связей в условиях экспорта электроэнергии в европейские страны и КНР.

Усиление основной электрической сети переменного тока высших напряжений в ЕЭС России должно выполняться на напряжениях 220 (330) – 500 (750) кВ. Использование высшего класса напряжения переменного тока (1150 кВ) экономически может быть оправдано лишь для транзитных электропередач и требует специальных обоснований.

Сеть 750 кВ переменного тока должна продолжать развиваться в европейской части ЕЭС России для усиления межсистемных связей ОЭС Северо-Запада с ОЭС Центра, повышения надёжности выдачи мощности АЭС, находящихся в этой зоне, а также для возможного усиления межгосударственных электрических связей с Белоруссией и Украиной.
Линии электропередачи 500 кВ переменного тока должны быть использованы для усиления основных сетей в ОЭС Юга, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири и Востока, а также для развития межсистемных связей между этими ОЭС. Сеть 330 кВ переменного тока продолжит выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем европейской части России (ОЭС Юга, ОЭС Северо-Запада, ОЭС Центра, Калининградская энергосистема) и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций.

Электропередачи 220 кВ в большинстве объединённых энергосистем будут выполнять главным образом распределительные функции. На напряжении 220 кВ также будет осуществляться выдача мощности электростанций для снабжения близлежащих узлов нагрузки. Кроме того, указанное напряжение на первом этапе может быть использовано для объединения автономно работающих энергорайонов Республики Саха (Якутия) и связи их с ОЭС Сибири, усиления внутрисистемных связей в Архангельской энергосистеме, энергосистеме Республики Коми, а также в изолированных энергосистемах Сибири и Дальнего Востока (Норильской, Камчатской, Магаданской, Сахалинской).

В системах транспорта и распределения электроэнергии в перспективе найдут применение новые прогрессивные технологии. Широко будут использоваться управляемые устройства FACTS и новые высокоэффективные системы управления электрическими сетями. Будут применяться сверхпроводниковые устройства, в первую очередь кабели, накопители, токоограничивающие устройства.

Наряду с широким внедрением новых технологий ключевое значение имеет создание высокоэффективной системы управления электроэнергетикой страны, обеспечивающей минимизацию затрат на развитие и функционирование электроэнергетической отрасли.

Идеологией такой системы управления служит целостное (холистическое) управление планированием и функционированием энергосистем, основные принципы которого сводятся к следующему.
* Должна быть получена эталонная модель, которая соответствует наибольшему общественному благу для всей системы.
* Должны использоваться вероятностные критерии надёжности.
* Должны быть разработаны методы распределения затрат и выгод между участниками.
* Должны быть выработаны такие правила для участников, чтобы их инициативы не приводили к решениям, направленным против достижения глобальной цели всей системы.

В качестве эталонной модели применяется модель идеального рынка, в которой условия оптимальности функционирования системы такие же, как при оптимальном централизованном управлении. Методология решения задач оптимального управления развитием и функционированием для этого случая была разработана ещё в Советском Союзе и широко внедрена в практику управления функционированием и развитием электроэнергетики.

Решение указанной задачи оптимального управления развитием и функционированием электроэнергетики как единого целого наиболее просто может быть выполнено при наличии нескольких крупных субъектов хозяйствования в электроэнергетике, отвечающих за надёжное и экономичное энергоснабжение потребителей.

Поэтому необходима консолидация электроэнергетических активов, создание крупных региональных энергокомпаний, отвечающих за надёжное и экономичное энергоснабжение регионов и развитие региональных энергосистем, и организация оптимального управления их совместной работой.

Первоочередные задачи, подлежащие решению в отрасли, заключаются в необходимости:
• реализации программы модернизации и ускоренного развития тепловых электростанций и электрических сетей на базе передовых технологий;
• подготовки и внесения необходимых поправок в законодательство, обеспечивающих последовательное проведение эффективной энергетической политики (по аналогии с законом США об энергетической политике 2005 г.);
• создания национального технологического центра для разработки новых прорывных технологий производства, транспорта и распределения электроэнергии;
• создания оптимальной структуры управления электроэнергетической отраслью, обеспечивающей минимизацию затрат на её функционирование и развитие;
• создание системы государственного контроля за обеспечением надёжности системы электроснабжения России;
• разработка и принятие системы экономических, административных и законодательных мер по обеспечению энергосбережения и повышения энергоэффективности;
• разработка новых принципов и создание нормативно-правовой основы для создания современной базы технического регулирования в электроэнергетике.

Реализация предложенных мер позволит существенно повысить эффективность и надёжность работы электроэнергетики, что характеризуется следующими индикаторами стратегического развития электроэнергетики, представленными в таблице.

При реализации рассмотренных положений величина среднего тарифа по всем категориям потребителей в целом по всей ЕЭС на уровне 2020 г. составит 6,5—7,5 цент/кВт•ч, а на уровне 2030 г. — 8—9 цент/кВт•ч (в ценах 2010 г.), и это не будет превышать уровень средних тарифов в США. При этом экономия топлива на тепловых электростанциях может составить порядка 40 млн т у.т. в 2020 г. и 100 млн т у.т. — в 2030 г., из них более 60% составит экономия газа.

Модернизированная электроэнергетика страны, как в процессе осуществления, так и после завершения модернизации, станет серьёзным фундаментом для модернизации и развития экономики страны.