Риски инновационного развития электроэнергетики в период до 2030 г.

Технологическое отставание электроэнергетики

Почему до 2030 г.? К этому времени лучшим российским технологиям, например первым энергоблокам СКД в теплоэнергетике, исполнится 70 лет. Степень исчерпания морального ресурса и физического старения, низкая эффективность в генерации и сетях таковы, что откладывать дальше решение этой проблемы равносильно потере энергетической безопасности.
Почему не до 2020 г.? Сложность проблемы, неготовность энергомашиностроения и электроэнергетики к её решению таковы, что в предстоящее десятилетие выполнить эту задачу невозможно.
Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2020 года с учетом перспективы до 2030 года
Р у б е ж – 2 0 3 0 г од
Модернизация электроэнергетики - крупная и сложная технологическая проблема, которая потребует участия государства в решении ряда неотложных задач:
мобилизации значительных объёмов финансовых и материальных ресурсов,
развития отечественного энергомашиностроения,
усиления проектных институтов,
научного сопровождения,
нормативно-правового и организационного обеспечения,
концентрации инвестиций электроэнергетических и топливных компаний
Предстоящий 20–летний период должен стать периодом решения стратегической задачи – кардинального обновления (модернизации) электроэнергетики.

Развитие и модернизация ЕЭС России
4

доля высокоэффективных ПГУ с КПД 57-60 % в общем объеме вводов ПГУ
Максимальный вариант
доля ПГУ на отечественных газовых турбинах с КПД 50-51%
2010-2020 гг.
Базовый вариант
2021-2030 гг.
2010-2030 гг.
(МВт)
Вводы высокоэффективных ПГУ

Доля высокоэффективных угольных блоков ССКП от общих вводов угольных блоков
2010-2020 гг.
2021-2030 гг.
2010-2030 гг.
9,1 %
2217
(МВт)
Доля остальных угольных блоков
Базовый вариант
Максимальный вариант
Вводы высокоэффективных угольных блоков

МВт
создание серийных атомных энергоблоков нового поколения
типового проекта АЭС нового поколения - АЭС-2006;
проекта прототипа коммерческого энергоблока БН-П4
формирование новой технологической базы атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с реакторными установками на быстрых нейтронах
продление на 15-25 лет срок эксплуатации 15 энергоблоков суммарной мощностью 13,5 ГВт
реализация программы увеличения выработки электроэнергии и повышения КИУМ
увеличит располагаемую мощность АЭС на 4,5 ГВт
Вводы блоков АЭС по базовому варианту (41 блок за 2010 – 2030 гг.)
Вводы блоков АЭС по максимальному варианту (46 блоков за 2010-2030 гг.)
Модернизация действующих энергоблоков АЭС :
Инновационное обновление отрасли:
Модернизация действующих и
вводы новых энергоблоков АЭС

создание крупных высокоэффективных гидроагрегатов с переменной скоростью вращения мощностью до 1000 МВт, обеспечивающих высокие технико-экономические показатели и удешевляющих стоимость производства электроэнергии
разработка и изготовление комплекса высокоэффективного оборудования для обратимых гидроагрегатов с переменной скоростью вращения и единичной мощностью 300-350 МВт, позволяющих обеспечить высокую маневренность в генераторном и насосном режимах
Разработка гидрооборудования для приливных электростанций, прежде всего – эффективных ортогональных турбин и средств сооружения ПЭС с помощью наплавных блоков
МВт
Вводы г/а свыше 70 МВт ГЭС/ГАЭС по максимальному варианту – 42 и 25 г/а соответственно
Строительство 9 новых ГЭС и 5 ГАЭС установленной мощностью более 200 МВт.
Общая мощность новых вводов ГАЭС – 5,6 ГВт Общая мощность новых вводов ГЭС – 10,2 ГВт
Инновационное обновление отрасли:
Модернизация действующих и
вводы новых гидроагрегатов ГЭС/ГАЭС

В 2010-2015 необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты :
Разработка и освоение отечественных ГТУ мощностью 65-270-350 МВт и ПГУ на их основе с КПД 60%.
Срок освоения – 2015 год
Разработка и освоение модульных одновальных ПГУ-ТЭЦ мощностью 90 –100 –170 МВт и удельной выработкой на тепловом потреблении 1200 – 1500 кВтч/Гкал с коэффициентом использования топлива 85-86%.
Срок освоения – 2015 год
Разработка и освоение тепловых насосов и типовых технических решений по использованию возобновляемых источников низкопотенциального тепла с коэффициентом преобразования 4—5 в системах теплоснабжения;
Срок освоения – 2012-2014 гг.
Барьеры и риски: Отсутствие госзаказа на создание демонстрационных проектов, низкая заинтересованность генерирующих компаний, недостаток финансирования.
Демонстрационные проекты для ТЭС на природном газе

В 2010-2015 г.г. необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты:
Демонстрационные (пилотные) проекты
чистых угольных технологий

Модернизация и техническое перевооружение устаревших угольных ТЭС
)* газ в структуре топлива отсутствует

Предлагается поэтапная стратегия замещения морально устаревшего оборудования угольных ТЭС, в структуре топлива которых имеется газ
Модернизация и техническое перевооружение
устаревших угольных ТЭС

Стандартизация и обогащение углей
Переход угольной промышленности на производство высококачественной угольной продукции на основе стандартизированного угольного топлива;
Повышение глубины и объёмов переработки углей на основе использования эффективных технологий углеобогащения;
Доведение качества угольной продукции по тепловому эквиваленту до уровня, сопоставимого с уровнем развитых угледобывающих стран.
Барьеры!
Отсутствие демонстрационных чистых угольных технологий, потребности и спроса генерирующих компаний на стандартные обогащённые угли, высокая их стоимость.
Стандартизация и обогащение углей - необходимое условие
перехода к чистым угольным технологиям и типизации проектов угольных электростанций

Теплоснабжение, развитие когенерации
Переход от раздельного производства электроэнергии, тепла и холода преимущественно к их когенерации и тригенерации: в настоящее время в 67 городах с населением свыше 100 тыс. человек теплоснабжение осуществляется только от котельных.
перевод котельных в режим когенерации обеспечит рост производства электроэнергии до 300 млрд. кВтч при потенциале 500 млрд. кВтч;
типовое решение – замена котельных на ГТУ-ТЭЦ и ПГУ-ТЭЦ в сочетании с тепловыми насосами, перевод существующих котельных в пиковый режим;
модернизация систем централизованного теплоснабжения (СЦТ) и тепловых сетей.
Развитие когенерации и тригенерации в городах позволит:
повысить степень сбалансированности покрытия тепловых и электрических нагрузок в регионе;
поднять коэффициент полезного использования тепла топлива до 85 %;
вовлечь в теплоэнергетику местные виды топлива
улучшить экологию городов и поселений.
Необходимо возложить на Минэнерго функции координации развития как «большой», так и муниципальной энергетики
Главный политический барьер:
ведомственная разобщенность крупной и муниципальной энергетики

Демонстрационные установки устройств управляемых линий электропередачи переменного тока (активно-адаптивной сети)
Устройство регулирования реактивной мощности СТАТКОМ, 50 МВар, 15,75 Кв. Выборгский выпрямительно-инверторный комплекс 400/330 кВ
Замена синхронного компенсатора на статический компенсатор типа СТАТКОМ. Подстанция 500 кВ Златоуст
Забайкальский преобразовательный комплекс несинхронного объединения ОЭС Сибири и ОЭС Востока (вставка) на базе СТАТКОМ`ов, 200 МВт (ВПТН-200). ПС 220 кВ Могоча МЭС Сибири
Амурский преобразовательный комплекс несинхронной связи ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Вставка постоянного тока. Подстанция 220 кВ Хани
Управляемое устройство продольной компенсации. Электропередача 500 кВ Саяно-Шушенская ГЭС– ПС Новокузнецкая
Фазоповоротное устройство (ФПУ) для связи ОЭС Урала и ОЭС Сибири. Электропередача 220 кВ ПС Советско-Соснинская-Володино
Асинхронизированные компенсаторы реактивной мощности АСК 2х100 МВар. Подстанция 500 кВ Бескудниково
Вводы в 2010-2013 г.г.

Демонстрационные ВТСП технологии и оборудование
СРОКИ РАЗРАБОТКИ 2010-2015 Г.Г.
Кабельная линия на базе высокотемпературной сверхпроводимости 20 кВ, 1,5 А (50 МВА) ПС 110/20 Кв Динамо, г. Москва
Эффект:
Кратное увеличение передаваемой мощности, снижение в 4-6 раз потерь, пожаро- и взрывобезопасность
ВТСП трансформаторы в диапазоне мощности 1,6-20,0 МВа для распределительных ПС.
Эффект:
Улучшение массо-габаритных характеристик, снижение потерь х.х. и к.з., увеличение мощности, широкое внедрение
ВТСП ограничитель токов к.з.
Эффект:
Повышение системной надежности и надежности электроснабжения потребителей,
широкое внедрение
Сверхпроводниковый (ВТСП) индукционный накопитель энергии (СПИНЭ) энергоёмкостью до 107 Дж.
Эффект:
Повышение системной надежности и надежности электроснабжения ответственных потребителей, аккумулирование нестационарной электроэнергии ВИЭ
Барьеры:
Отсутствие госзаказа.

Развитие и модернизация электрических сетей
Выбраны резервы сокращения нетехнических потерь
ПРЕДУСМАТРИВАЕМЫЕ ГЕНЕРАЛЬНОЙ СХЕМОЙ МЕРОПРИЯТИЯ:
развитие и модернизация системообразующих и распределительных электрических сетей переменного и постоянного тока,
освоение устройств векторного регулирования управляемых системообразующих и распределительных сетей,
освоение новых технологий и оборудования на основе ВТСП,
сокращение плеч доставки электроэнергии в центры потребления за счёт создания локальных приближенных к потребителям источников,
значительные инвестиции в системы учета
создают предпосылки к практическому освоению активно-адаптивных сетей (SMART GRIDS) и переходу к новому техническому уровню электрических сетей.
Это позволит обеспечить достижение предусмотренных в Энергетической стратегии до 2030 г. показателей по надёжности и эффективности и, в частности, заданного уровня потерь электроэнергии и мощности в электрических сетях (8%).

Вводы нетрадиционной энергетики
Демонстрационные проекты
2012 г.
Использование энергии ветра. Дальневосточная ветроэлектростанция на островах Русский и Попова. Установленная мощность - 36 МВт, Выработка до 90 млн. кВтч
2013 г.
Геотермальная энергетика. Увеличение мощности Мутновской ГеоЭС на 12 МВт за счет использования вторичного тепла. Ожидаемая выработка – 91 млн. кВтч
2014 г.
Использование энергии приливов. Северная приливная станция, мощность 12 МВт, среднегодовая выработка -18,8 млн. кВтч
Возобновляемые источники энергии: вводы и демонстрационные проекты

ДПМ и модернизация
В договорах предоставления мощности в период с 2010 по 2019 г.г. генерирующие компании планируют модернизацию действующих ТЭС и ввод новой мощности в объёме 24,1 ГВт.
На газе:
Ввод 66 парогазовых блоков на 54 ТЭС суммарной мощностью 19,0 ГВт, в том числе:
22 блока на 17 КЭС суммарной мощностью 9,0 ГВт;
44 блока на 37 ТЭЦ суммарной мощностью 10,0 ГВт. Из них:
23 современных ПГУ-400/420 суммарной мощностью 9,3 ГВт на 17 ТЭС, в т.ч. 6,8 ГВт – на КЭС и 2,5 ГВт – на ТЭЦ.
Риски!
63% новых мощностей на газе планируется на базе иностранного оборудования
На твёрдом топливе:
Ввод 20 новых энергоблоков на 12 угольных ТЭС суммарной мощностью 3,8 ГВт и 10 турбин суммарной мощностью 623 МВт на 7 угольных ТЭЦ.
Барьеры!
Отсутствие в отечественном энергомашиностроении современных экологически чистых угольных технологий.
В ряде проектов ДПМ планируется использовать устаревшие технологии!

Потенциал отечественного энергомашиностроения
Располагаемый в настоящее время суммарный потенциал предприятий составляет 5 – 6 ГВт в год, что не обеспечивает потребности электроэнергетики в оборудовании для нового строительства и технического перевооружения действующих электростанций
При этом производственные мощности предприятий энергомашиностроения недоиспользованы
Выпускаемое оборудование требует повышения технического уровня по показателям энергоэффективности и надежности, соответствующего лучшим зарубежным образцам
В 2010-2015 г.г. необходимо освоить новые технологии и реализовать демонстрационные (пилотные) проекты
Барьеры!
Слабая производственно-технологическая база, отсутствие необходимого финансирования, проблемы кадрового обеспечения.

Барьеры и риски - проектная деятельность
В настоящее время упущена работа в области научно-технического и проектного обеспечения эксплуатации и развития электростанций и сетей на отраслевом уровне. Отечественные проекты по высокоэффективным ПГУ (КПД – 57-60%), энергоблокам ССКП, газификации и другим отсутствуют. Типовые проекты с использованием новых технологий отсутствуют.
Эти направления требуют усилий со стороны Министерства в целенаправленном использовании НИИ и проектных организаций для получения полной ясности в потребности и техническом уровне оборудования для целей модернизации электроэнергетики, в необходимых капиталовложениях, сроках реализации поставленных руководством страны задач, в том числе:
Восстановление и развитие системы типового проектирования в генерации и электрических сетях;
Применение в проектах новейших технологий, минимизация, модульные поставки и унификация совместно с заводами – изготовителями типоразмерного ряда оборудования и проектов на его основе;
Опережающее задельное проектирование новых энергообъектов и действующих энергообъектов, подлежащих техническому перевооружению и реконструкции;
Проектное обоснование программы поставок отечественного и зарубежного оборудования для нового строительства и технического перевооружения электростанций и сетей;
Проектное обоснование прогрессивной динамики показателей энергоэффективности электроэнергетики с учётом индикаторов Энергетической Стратегии России до 2030 г.

Государство и инновации - механизмы
ПРОТОКОЛ
заседания Правительственной комиссии по высоким технологиям и инновациям от 03 августа 2010 года № 4
УТВЕРЖДЕНЫ:
Положение о порядке мониторинга разработки программ инновационного развития акционерных обществ с государственным участием…
рекомендации по разработке программ инновационного развития…
перечень акционерных обществ с государственным участием …, разрабатывающих программы инновационного развития.
порядок формирования перечня технологических платформ.
…
ПОРУЧЕНО Минэкономразвития РФ … подготовить и внести в Комиссию…графики принятия программ инновационного развития акционерных обществ с государственным участием …
Срок – 1 февраля 2011 г.
В соответствии с порядком формирования перечня технологических платформ Федеральные органы исполнительной власти оказывают институциональную, организационную и консультационную поддержку деятельности технологических платформ, включенных в перечень.