Электроэнергетика России: состояние и перспективы.

Кандидат технических наук В.В. НЕЧАЕВ

На рубеже XXI века, выстраивая прогнозы и всматриваясь в перспективы развития российской электроэнергетики, нам еще не раз придется оглянуться назад и оценить пройденный путь длиною в 100 лет.

Уходящее столетие насыщено историческими событиями и этапами создания уникального электроэнергетического комплекса, который предшествующие поколения передали в наследство сегодняшней России. Перед Первой мировой войной в 1913 г. установленная мощность всех электростанции России составляла 1 млн. 141 тыс. кВт. Это были тепловые электростанции на низких параметрах пара, оборудованные агрегатами небольшой мощности отечественного и зарубежного производства. Но значение этого энергетического задела для последующего развития российской электроэнергетики трудно переоценить. Вместе с ним в начале века сформировалась отечественная школа ученых и специалистов-энергетиков, ставшая в 1920 г. интеллектуальной базой плана ГОЭЛРО, а затем - российской академической и отраслевой энергетической науки.

В настоящее время электроэнергетика страны - это ее Единая энергетическая система, в составе которой технологически объединены 200 млн. кВт (94%) мощностей тепловых, гидравлических и атомных электростанций Они связаны между собой системообразующими электрическими сетями напряжением 220, 330, 500, 750 и 1150 кВ общей протяженностью 150 тыс. км.

Начиная с плана ГОЭЛРО, на протяжении десятилетий своего развития электроэнергетика оставалась государственной отраслью. Основными составляющими государственной политики были:

• концентрация мощностей и централизация производства электрической и тепловой энергии;

• развитие гидроэнергетики;

• строительство крупных тепловых, а позднее атомных электростанций;

• комбинированное производство электрической и тепловой энергии на ТЭЦ;

• продвижение энергетического строительства в районы Сибири и Средней Азии, создание там мощных топливно-энергетических комплексов;

• сооружение системообразующих стратегических линий электропередачи высокого и сверхвысокого напряжения переменного и постоянного тока;

• развитие диспетчерско-технологического управления и систем автоматики;

• повышение эффективности производства и транспорта электрической и тепловой энергии,

• научно технический прогресс в электро энергетике

Впечатляют темпы ввода мощностей на электростанциях России. Всего лишь за 40 с небольшим лет был создан весь энергетический потенциал страны и ее Единая энергетическая система. Это был относительно стабильный за все столетие период с 50-х по 80-е гг. Более 20 лет XX века были для России вычеркнуты из созидательного процесса. Первая мировая и гражданская войны (9 лет), Вторая мировая война (4 года), распад СССР и экономический кризис (10 лет) с соответствующими периодами разрухи, потерь и восстановления экономики и ее электроэнергетической базы

На диаграммах рис.1 показана динамика ввода мощностей ТЭС на различные параметры пара При этом оборудование на 90 ата и ниже долгое время было базовым как для конденсационных, так и для промышленно-отопительных электростанций Единичная мощность турбин достигла 100 МВт Максимальный ввод такого оборудования составил 1589 МВт в 1958 г Оно продолжает вводиться и в настоящее время Его доля остается значительной - 12,6% всей мощности ТЭС, или около 20 млн. кВт

Однако диаграммы на рис 1 показывают не только бурные темпы роста мощностей российской электроэнергетики. Не менее впечатляющи и темпы спада ввода новых мощностей в конце 80-х и в 90-х гг. По показателям энергостроительства мы вновь вернулись к началу 50-х гг.

Казалось бы, мощный энергостроительный потенциал, созданный в российской энергостройиндустрии за предшествующие годы, должен был автоматически переключиться на решение задач реконструкции стареющего оборудования электростанций и сетей в условиях, когда дальнейшее форсирование ввода новых мощностей перестало быть актуальным из-за спада электрических и тепловых нагрузок потребителей (табл.1). Но этого не произошло. В независимой реформированной России средств на это не нашлось.

Вместе с тем в секторе ТЭС сосредоточена подавляющая часть всех проблем электроэнергетики. Среди них на первом месте проблема повышения эффективности топливоиспользования Эффективность топливоиспользования характеризует состояние и экономичность оборудования тепловых электростанции режимы работы и уровень использования мощности структуру производства электроэнергии на ТЭС и структуру топлива долю выработки электроэнергии на тепловом потреблении степень экологического воз действия ТЭС на окружающую среду и в конечном счете технический уровень оборудования и технологии. Повышение эффективности топливо использования прямо влияет на снижение себе стоимости производства электроэнергии, а следовательно на повышение конкурентоспособности ТЭС на рынке электроэнергии и мощности.

Показатели топливоиспользования всегда бы ли в центре внимания российских электроэнергетиков. За 30 лет, с 1960 по 1990 г удельный рас ход топлива был снижен с 471 до 322 г/кВт ч т е на 146 г/кВт ч, что дало огромную экономию топлива (табл.1). Однако в течение последнего десятилетия улучшения этих показателей не про изошло. Более того, из за принятых в 1997 г изменений в методике расчета удельного расхода при комбинированном производстве электро энергии и тепла на ТЭЦ и отнесения значительной части экономии топлива на теплоэнергию удельный расход условного топлива на электро энергию значительно возрос. Поэтому в 1998 г по эффективности топливоиспользования при производстве электроэнергии мы оказались отброшенными почти на 25 лет назад.

На диаграмме (рис.2) составленной по данным ОРГРЭС показаны величины удельного расхода условного топлива и соответствующие им термические КПД производства электроэнергии на конденсационных ТЭС России на различные параметры пара, имевшие место в 1998 г. Для сравнения справа приведены те же показатели некоторых действующих и строящихся зарубежных ТЭС использующих природный газ в парогазовом и уголь в паросиловом цикле взятые из табл.2.

Флагман российской теплоэнергетики одновальный энергоблок 1200 МВт Костромской ГРЭС вырабатывая от 80 до 90% электроэнергии на природном газе имеет удельный расход условного топлива 312-313 г/кВт ч соответственно термический КПД несколько выше 39% и значительно уступает в этом отношении зарубежным парогазовым установкам (ПГУ) Конечно этот энергоблок был введен в эксплуатацию в 1980 г, то есть 20, а проектировался 30 лет назад. Наверное, некорректно сравнивать паросиловой цикл с парогазовым. Но энергоблоки 300 500 800 и 1200 МВт на сверхкритические параметры пара это лучшее что мы имеем в теплоэнергетике

Таблица 1

За прошедшие годы у нас не создано новых технологии, хотя весь мир переходит на парогазовый цикл. В конце XX - начале XXI века природный газ на тепловых электростанциях не должен использоваться с эффективностью сорокалетней давности. В современных ПГУ паросиловые установки (ПСУ) являются второй ступенью. Они обеспечивают утилизацию сбросного тепла газовых турбин, температура которого достигает 600°С. Соответственно и параметры пара утилизационных ПСУ достигают 160 ата 600°С (табл.2).