Приоритеты расставлены

В настоящее время завершен первый этап реформирования отрасли, в результате которого на базе ОАО РАО «ЕЭС России» созданы независимые генерирующие компании, включая шесть оптовых генерирующих  компаний (ОГК), 14 территориальных  генерирующих компаний (ТГК), а также Федеральная сетевая компания Единой энергетической системы России (ОАО «ФСК ЕЭС»), гидрогенерирующая компания (ОАО «РусГидро»), Системный оператор Единой энергетической системы России (ОАО «СО ЕЭС»), Холдинг для управления распределительными электрическими сетями (ОАО «Холдинг МРСК»), ОАО «РАО Энергетические системы Востока» — для управления электроэнергетикой Дальнего Востока, ОАО «ИНТЕРРАО» — для осуществления  экспорта-импорта электроэнергии и генерирующая компания, владеющая и управляющая атомными электростанциями (ОАО «Концерн Росэнергоатом»).

Учрежден коммерческий оператор оптового рынка электроэнергии (мощности) — ОАО «Администратор торговой системы» (ОАО «АТС») и создана организация (некоммерческое  партнерство), объединяющая субъектов оптового рынка (НП «Совет рынка»).

ПРОБЛЕМЫ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

За последние годы в отрасли существенно обострились проблемы, имеющие большое  значение для развития важнейшего сектора экономики России — электроэнергетики.

К числу таких проблем, в первую очередь  относятся: дефицит генерирующих мощностей в ряде регионов страны; отсутствие электрической связи Сибирь — Урал — Центр с достаточной пропускной способностью, позволяющей эффективно использовать сибирские гидро- и топливные ресурсы, а также реализовать эффект широтной протяженности ЕЭС России и другие системные эффекты.

Сегодня неоптимальной можно считать структуру генерирующих мощностей, которая обусловлена недостатком полупиковых и маневренных  электростанций. В стране наблюдается высокий износ основных  производственных фондов и отсутствуют необходимые инвестиции для их масштабного и своевременного обновления, что приводит к снижению надежности электроснабжения  промышленных объектов и ЖКХ.

Одной из проблем отрасли является  длительное технологическое отставание в создании и освоении современных парогазовых и экологически чистых угольных технологий.

В настоящее время невысока энергетическая и экономическая эффективность отрасли, которая характеризуется  низким коэффициентом  использования установленной мощности (КИУМ) и КПД большинства ТЭС, а также высокими потерями  в электрических сетях и неоптимальной  загрузкой генерирующих мощностей в ЕЭС (в том числе наличием «запертых» мощностей). Основным топливом в отрасли остается природный газ, зависимость  от которого по-прежнему высока.

Тормозом для развития электроэнергетики  является также недостаточная  развитость электросетевой инфраструктуры для выдачи мощности новых генерирующих объектов и технологического присоединения  потребителей к электрическим сетям.

СТРАТЕГИЯ РАЗВИТИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКИ

В первую очередь это обеспечение энергетической безопасности страны и ее отдельных регионов, а также удовлетворение потребностей экономики  и населения в электрической энергии (мощности) по доступным ценам.

Необходимость обеспечения надежности  и безопасности работы системы электроснабжения России в нормальных и чрезвычайных ситуациях.

Обновление электроэнергетической  отрасли, направленное на обеспечение  высокой энергетической, экономической и экологической эффективности производства, транспорта, распределения и использования  электроэнергии. Сохранение и дальнейшее развитие российского энергомашиностроительного комплекса.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ

Для достижения стратегических целей развития электроэнергетики необходимо уже сегодня решить следующие задачи:
• создать государственную систему управления развитием электроэнергетики;
• осуществлять дальнейшее развитие ЕЭС России, в том числе за счет присоединения и объединения изолированных энергосистем;
• обеспечить живучесть, режимную надежность и управляемость систем электроэнергетики, а также необходимое качество электроэнергии;
• опережающее развитие атомной, угольной и возобновляемой энергетики (включая гидроэнергетику), направленное на снижение зависимости  отрасли от природного газа, а также на рационализацию ТЭБ страны;
• расширить внедрение новых экологически  чистых и высокоэффективных технологий сжигания угля, парогазовых установок (ПГУ) с высоким КПД, управляемых электрических сетей нового поколения и других новых технологий для повышения эффективности отрасли;
• сбалансировать развитие генерирующих  и сетевых мощностей, обеспечивающих необходимый уровень надежности снабжения электроэнергией как страны в целом, так и отдельных ее регионов;
• расширить строительство и модернизацию  основных производственных фондов в электроэнергетике (электростанций и электрических сетей);
• снизить негативное воздействие электроэнергетики на окружающую среду на основе применения перспективных технологий;
• развить малую энергетику в зоне децентрализованного энергоснабжения  за счет повышения эффективности  использования местных энергоресурсов, развития электросетевого хозяйства, сокращения объемов потребления завозимых светлых нефтепродуктов.

РАЗВИТИЕ ЕДИНОЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ СИСТЕМЫ

Созданная в России Единая энергетическая  система является совокупностью  объектов электроэнергетики, связанных единым процессом производства и передачи электрической энергии в условиях централизованного  оперативно-диспетчерского управления.  ЕЭС России признана общенациональным достоянием и гарантией энергетической безопасности государства и располагается на территории, охватывающей восемь часовых поясов. Для ее сохранения и укрепления, обеспечения единства технологического управления и реализации  государственной политики в электроэнергетике» было создано ОАО «ФСК ЕЭС».

Созданная в ЕЭС России система децентрализованной и централизованной  противоаварийной автоматики  показала свою высокую эффективность, предоставила возможность  более полного использования  пропускной способности электрической сети и неоднократно способствовала предотвращению, локализации  и ликвидации аварийных ситуаций.

Сегодня система противоаварийной автоматики должна быть развита на основе совершенствования технических  средств и алгоритмов, например, в виде глубокоэшелонированной защиты, на каждом следующем рубеже  которой осуществляется резервирование  недостаточно эффективного действия на предыдущих рубежах.

При модернизации ЕЭС России необходимо существенно повысить  надежность электроснабжения крупных городов и мегаполисов, что определяется как быстрым ростом электропотребления в них, так и общественным,  политическим и экономическим  ущербом при нарушении их электроснабжения.

Важнейшим условием поддержания надежности является обеспечение баланса и управляемости режимом работы энергосистем по реактивной мощности во всех схемно-режимных ситуациях. Необходимо оснастить электрические сети средствами компенсации реактивной мощности, в том числе управляемыми на базе преобразовательной техники.

Серьезной проблемой в системах энергоснабжения городов является снижение уровня  токов короткого замыкания (КЗ).

Единая энергосистема России  должна развиваться как путем присоединения к ней изолированных энергосистем и энергетических объединений, так и развитием межсистемных и внутрисистемных электрических сетей всех напряжений, в том числе для экспорта электроэнергии.

Необходимо создавать межсистемные  линии электропередачи  переменного и постоянного  тока для транспорта электрической энергии и мощности из избыточных районов в дефицитные по электроэнергии и мощности районы в объемах, не превышающих требований надежности работы ЕЭС России.

Для повышения управляемости и обеспечения надежности функционирования  электроэнергетических систем  целесообразно внедрять гибкие системы передачи электроэнергии (устройства FACTS), а также совершенствовать  комплексы автоматической аварийной защиты и диспетчерского управления.

Для развития электросетевого комплекса страны необходимо обеспечить:
• повышение пропускной способности  системообразующих и распределительных электрических сетей,  позволяющих осуществлять эффективное функционирование ЕЭС России и систем распределенной  генерации с высокими показателями надежности их работы;
• снижение износа сетей, в том числе за счет качественного обновления парка оборудования электрических подстанций;
• сокращение потерь в сетях и повышение эффективности транспорта электроэнергии, в том числе за счет внедрения проводников из новых композитных материалов, позволяющих увеличить токонесущую способность и продолжительность  срока их службы, а также создания систем автоматизированного  учета и регулирования в электрических сетях.

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ РЕГИОНАЛЬНОЙ СТРУКТУРЫ
ГЕНЕРИРУЮЩИХ МОЩНОСТЕЙ

Сегодня региональную структуру генерирующих мощностей можно считать рациональной. В соответствии с ожиданиями внутреннего спроса, требованиями обеспечения энергетической безопасности страны и повышения надежности электроснабжения региональная структура генерирующих  мощностей должна развиваться следующим образом.

В европейской части страны:
• АЭС с увеличением их доли в базовой части графика электрических нагрузок при синхронизации вводов новых блоков атомных электростанций с ГАЭС;
• ТЭС с заменой газомазутных паросиловых (ПСУ) энергоблоков на парогазовые и выводом из работы старого оборудования. Замена ПСУ на ПГУ должна быть поддержана экономическими мерами,  включая введение платы за выбросы СО₂ и прямое запрещение использования устаревшего оборудования, не отвечающего современным технологическим и экологическим стандартам;
• парогазовые, газотурбинные и модернизированные паротурбинные ТЭЦ преимущественно на газе и в некоторых случаях на угле, если он является проектным топливом;
• ГАЭС и ГТУ для покрытия пиковой части графика нагрузок. При этом генерация в полупиковой части графика нагрузок должна обеспечиваться  действующими модернизированными  ТЭС, строящимися ГЭС на Северном Кавказе при разгрузке наименее экономичных ТЭС. После завершения строительства высоковольтного электрического транзита по направлению ОЭС Сибири — ОЭС Урала — ОЭС Центра в покрытии графика электрических нагрузок может принимать участие (в меру экономической эффективности)  мощность сибирских электростанций, передаваемая по магистральным ЛЭП сверхвысоких напряжений.

В Сибири и на Дальнем Востоке:
• ГЭС (действующие и вновь сооружаемые)  для покрытия всех зон графика электрических нагрузок, с доминированием их мощностей в полупиковой и пиковой части графика нагрузок;
• ТЭС, в основном на угольном топливе Кузнецкого и Канско-Ачинского, а также Иркутского бассейнов, Забайкальских и Дальневосточных месторождений;
• газовое топливо предусматривается  использовать лишь для ТЭЦ в крупных газифицированных городах  для снижения экологической нагрузки;
• развитие ТЭС на природном газе в районах его крупных месторождений (Ханты-Мансийский и Ямало-Ненецкий АО), в том числе с использованием остающихся в отработавших месторождениях запасов низконапорного газа;
• использование энергии атомных источников большой, средней и малой мощности в районах их конкурентоспособности: Томская область, Крайний Север, Дальний Восток (Приморский край и др.);
• развитие малой энергетики на нетрадиционных, возобновляемых источниках энергии, в том числе за счет замещения локальной дизельной генерации.

ТЕПЛОВАЯ ЭНЕРГЕТИКА

В настоящее время на тепловых электростанциях России установлены турбогенераторы единичной мощностью 25—1200 МВт. Общая мощность ТЭ — 120 ГВт. Более 50% генераторов общей мощностью свыше 60 ГВт находится в эксплуатации более 40 лет. К 2010 г. свой ресурс выработает оборудование ТЭС более чем на 80 ГВт установленной мощности.

В теплоэнергетике целесообразно обеспечить опережающее развитие угольных ТЭС (в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке). Доля угля в потреблении топлива тепловыми электростанциями должна расти, а доля газа, наоборот, уменьшаться.

Целесообразно, чтобы генерирующие  мощности, работающие на газе представляли собой в основном,  парогазовые установки с КПД 53—55%, ГТУ или сочетание ГТУ с котлом-утилизатором, а генерирующие мощности на угле — установки на суперкритических параметрах пара с КПД от 46 до 55%, установки с котлами с циркулирующим кипящим слоем, с низкотемпературным вихрем и установки со сверхкритическими параметрами пара. Также целесообразно  осваивать установки с газификацией угля и энерготехнологические установки. Необходимо добиться, чтобы общий средний КПД производства электроэнергии на установках, работающих на угле, составлял около 41 процента.

Долю тепла, производимого на ТЭЦ в системах централизованного теплоснабжения, следует уменьшить за счет развития когенерации (ГТУ + котел-утилизатор) и автономных теплоснабжающих установок.

АТОМНАЯ ЭНЕРГЕТИКА

В атомной энергетике должны работать АЭС с водо-водяными реакторами (ВВЭР), реакторами на быстрых нейтронах с натриевым теплоносителем (БН), демонстрационные реакторы со свинцовым и свинец-висмутовым теплоносителями, а также  высокотемпературный ядерный реактор с газовым охлаждением.

В перспективе в европейской части России в условиях дорожающего органического  топлива атомные электростанции  повышенной безопасности позволят замыкать энергетический баланс, экономя органическое топливо.  Сегодня назрела необходимость разработки более совершенных ядерных  технологий, которые позволят решить глобальные энергетические проблемы человечества в будущем.

ГИДРОЭНЕРГЕТИКА

В гидроэнергетическом комплексе России работают 256 генераторов мощностью от 50 до 640 МВт. Общая установленная мощность — 44 ГВт. Около 60% гидрогенераторов не подвергались  коренной реконструкции 25 и более лет.

Наличие протяженных сетей сверхвысокого напряжения (СВН), недостаточ ный уровень компенсации их реактивной мощности заставляют экс плуатировать генераторы в режимах  потребления реактивной мощности,  что ведет к их ускоренному износу и по вышению аварийности.

Для обеспечения системной надежности  при вводе новых генерирующих  мощностей с синхронными генераторами следует применять быстродействующие тиристорные или бесщеточные системы возбуждения. Эти же системы возбуждения следует использовать при замене физически и морально устаревших электромашинных  и высокочастотных систем возбуждения синхронных генераторов и компенсаторов. Применяемые системы возбуждения должны обеспечивать  кратности форсировки возбуждения по напряжению и току не менее 2, в случае применения статических  систем самовозбуждения должна обеспечиваться кратность форсировки возбуждения по напряжению не менее 2,5. Для уникальных энергообъектов большой установленной  мощности, таких, как крупные ГЭС, кратность форсировки возбуждения по напряжению следует уточнять расчетным путем с использованием подробных динамических моделей.

В составе быстродействующих систем возбуждения наиболее перспективным  является применение микропроцессорных автоматических регуляторов возбуждения «сильного действия», включающих регуляторы напряжения и системные стабилизаторы.  Применение тех или иных автоматических регуляторов возбуждения в составе систем возбуждения допустимо только в том случае, если эти регуляторы прошли тестовые испытания и получили  по результатам  испытаний рекомендации к применению на объектах ЕЭС России.

Особое внимание должно уделяться развитию систем встроенной диагностики. Сегодня нет серьезных разработок диагностической аппаратуры и алгоритмов, позволяющих комплексно  оценивать состояние турбоагрегата в работе. Этой аппаратурой в обязательном порядке должны оснащаться  все изготавливаемые турбогенераторы  независимо от желания заказчика. Их цена должна быть заложена в стоимость изготовления генератора. Необходимо на нормативном  уровне определить требования по вводу в работу и эксплуатацию генераторов только при оснащении их диагностическими комплексами. Лишь в этом случае можно обеспечить  реализацию стратегии проведения  ремонтов по действительному состоянию работающей машины. Поставляемые в настоящее время с генераторами системы мониторинга не являются диагностическими.

Главной задачей развития гидроэнергетики  является дальнейшее освоение  богатых гидроресурсов России  в соответствии со спросом на электроэнергию и режимами ее потребления.

Сегодня целесообразно использовать  ГЭС различных мощностей, как участвующих в обеспечении покрытия графика нагрузки, так и выполняющих системообразующую роль.

Производство электроэнергии на гидроэлектростанциях в европейской части страны будет небольшим, в основном за счет ввода в действие ГЭС на Северном Кавказе и реализации  программы строительства ГАЭС, необходимых для режимного (суточного) регулирования мощностей энергосистем.  Целесообразно увеличить мощность и выработку на действующих  ГЭС, например, на Чебоксарском и Нижнекамском гидроузлах, за счет повышения уровней водохранилищ до проектных отметок.

Прирост производства электроэнергии  на гидроэлектростанциях в Сибири и на Дальнем Востоке  будет определяться их технико-экономическими показателями и конкурентоспособностью с ТЭС на угле с учетом их экологического воздействия  на окружающую среду и возможностей покрытия графиков нагрузки.

Важным направлением развития гидроэнергетики является сооружение крупных системообразующих гидроэнергетических  комплексов (ГЭК): Нижнеангарского и Южно-Якутского, состоящих из нескольких ГЭС на реках Учур, Тимптон, Алдан, Олекма; Витимского; Нижне-Енисейcкого на основе Эвенкийской ГЭС мощностью 12 тыс. МВт. Электроэнергия этих ГЭК будет использоваться для освоения местных природных ресурсов, создания региональной горнодобывающей и обрабатывающей промышленности, а также передаваться по линиям электропередачи постоянного и переменного  тока сверхвысокого напряжения на Урал, в европейскую часть России и в промышленные районы Сибири и Дальнего Востока.

РАСПРЕДЕЛЕННАЯ ГЕНЕРАЦИЯ

Использование распределенной генерации электроэнергии в виде ГТУ и сочетания ГТУ плюс котел-утилизатор целесообразно для замещения существующих котельных. Такие установки мощностью от десятков киловатт до 60—70 МВт будут выполнять роль как локальных источников энергоснабжения,  так и источников покрытия переменной части графика нагрузки, увеличивая тем самым коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) энергоустановок. Доля распределенной генерации может достичь 15% от производства электроэнергии  на тепловых электростанциях.

ПРОБЛЕМЫ ОТЕЧЕСТВЕННОГО ЭНЕРГОМАШИНОСТРОЕНИЯ

Реализация масштабных задач по вводу новых мощностей и реконструкции существующих должна быть обеспечена в основном поставками энергетического оборудования отечественных производителей. Однако масштаб задач, которые предстоит решить отечественной энергетике, превосходит возможности отечественного энергомашиностроения.

После расформирования РАО «ЕЭС России» исчез единый заказчик на продукцию машиностроительной отрасли.  Образовавшиеся тепловые генерирующие мощности находятся сегодня в частной собственности и теперь сами выбирают поставщиков оборудования.

Я считаю, что политика государства, направленная на отказ от управления  развитием тепловой генерации, оказалась неправильной и это значительно снижает надежность и эффективность развития российской энергетики.

За последние 15 лет имевшийся в отечественном энергомашиностроении  потенциал в значительной мере утрачен. Сократились разработки  перспектив ного отечественного оборудования, строительство новых и техническое перевооружение действующих электростанций на отечественном оборудовании. В то же время серьезной проблемой отечественной энергетики является физи ческое и моральное старение оборудования электростанций. Необходимо приложить все усилия, чтобы сохранить и обеспечить развитие российского энергомашиностроения.

Основными проблемами отечественного энергетического машиностроения являются:
• отставание российских компаний по показателям качества и сервиса от иностранных поставщиков, которым они проигрывают тендеры. Необходимо перейти на новую технологическую  платформу (на суперкритические параметры пара в угольных энергоблоках, разработку ПГУ с коэффициентом полезного действия до 60%, газификацию твердых топлив и обогащение углей);
• отсутствие гарантированных долгосрочных заказов, что в ближайшие годы не позволит приступить к подготовке масштабного развития производственных мощностей предприятий отрасли;
• неспособность отраслевых предприятий противостоять ценовой политике  производителей АТР (например Китая);
• отсутствие конкуренции между отечественными производителями. На рынке газовых турбин большой мощности присутствуют только ОАО «Силовые машины» и НПО «Сатурн».

Импорт зарубежного оборудования несет в себе очень серьезные риски:
• отсутствие в настоящее время у российских производителей достаточного объема заказов не позволит им подготовиться к решению масштабных задач по вводу мощностей через несколько лет;
• использование зарубежного оборудования подразумевает регулярные поставки запасных частей, в том числе и таких, производство которых в России отсутствует.

Сегодня отечественное энергетическое машиностроение имеет все шансы продолжать укреплять свои позиции на внешних рынках и прежде всего развивающихся стран.

Развитие энергетического машиностроения  невозможно без сохранения технологий, научной школы, продукции, соответствующей международным стандартам качества и надежности в сочетании с невысокой ценой. Эти параметры становятся конкурентными преимуществами продукции энергомашиностроения на внутреннем и внешнем рынках.

В настоящее время потребности гидрогенерации и атомной энергетики могут быть полностью обеспечены существующими возможностями отечественной  промышленности, чего пока нельзя сказать об обеспечении энергетическим оборудованием тепловой генерации.

Например, ситуация с поставками отечественных паровых турбин не так критична. Сегодня российская продукция полностью покрывает потребности тепловой энергетики. В дальнейшем проблемы могут быть решены как за счет поставок импортного  оборудования, так и за счет текущего развития производственных мощностей. А вот по энергетическим котлам острый дефицит возникнет уже к 2011 году.

Основная проблема заключается в обеспечении потребности энергетики  в газовых турбинах.  Отечественное энергомашиностроение может обеспечить  лишь 20—25% потребностей. В дальнейшем ситуация  ухудшится. Этот дефицит может быть покрыт только при условии развития производственных мощностей отечественных предприятий или за счет импорта.

Развитие отечественного энергомашиностроения,  направленное на увеличение поставок на внутренний рынок, не должно приводить к сокращению экспорта на внешний рынок. Поэтому необходимо предусмотреть мероприятия, обеспечивающие создание  конкурентоспособной продукции  на уровне передовых мировых образцов.

РЕМОНТНАЯ БАЗА
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО ОБОРУДОВАНИЯ

Отсутствие крупных ремонтных компаний, способных осуществлять модернизацию основного оборудования  электрических станций и сетей, а также отстранение заводов-изготовителей от сервисного обслуживания  своего оборудования привели к снижению надежности работы станций.

Необходимо восстановить утраченную  компетенцию собственного ремонтного персонала энергокомпаний для осуществления определенных работ и услуг, таких, как энергоаудит, сертификация, техническое обслуживание и освидетельствование оборудования,  профилактика, ремонтные работы, инжиниринг и т.д. с обучением  его современным методам выполнения работ и применением современных материалов и технологий,  а также обеспечением объемами  работ и усилением материально-технической базы.

Сегодняшний подход к проблеме определения ресурса работы оборудования дает собственникам основания  для массового вывода оборудования  из эксплуатации. Необходимо срочно пересмотреть подходы к определению  ресурса работы оборудования  и создать систему ограничений собственников генерации, которые в соответствии с законодательством РФ пользуются и распоряжаются принадлежащим им имуществом по своему усмотрению. Ограничить их в этом может только законодательство.

Необходима незамедлительная выработка  отраслевых критериев и методик определения степени износа  энергетического оборудования с последующей разработкой мер по его выводу из эксплуатации и замене новым эффективным оборудованием либо по продлению его ресурса.

В электроэнергетике должен быть единый отраслевой реестр ремонтных  организаций, для чего необходимо  организовать работу по его созданию с перечислением в нем основных ремонтных и сервисных предприятий, функционирующих в отрасли, описанием их характеристик (технической и кадровой оснащенности,  референций, сертификатов  и пр.). Спонтанному процессу самоорганизации ремонтных компаний  надо придать управляемый со стороны государства характер в целях исключения риска допуска к важнейшим в отрасли работам некомпетентных и непрофессиональных структур.