ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
You also want an ePaper? Increase the reach of your titles
YUMPU automatically turns print PDFs into web optimized ePapers that Google loves.
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 12<br />
12<br />
ОБОРУДО<strong>В</strong>АН<strong>И</strong>Е<br />
Были оптимизированы режимы функционирования ЕЭС России<br />
и топливная корзина электроэнергетики. Проработаны вопросы<br />
развития сетевой инфраструктуры.<br />
<strong>В</strong> результате проделанной работы был сформирован перечень<br />
площадок размещения станций и сетевых объектов на основе<br />
существующих кадастров и имеющихся предложений.<br />
Для актуализации полученных результатов будет проводиться<br />
мониторинг и контроль реализации генсхемы. Раз в три года<br />
будет производиться корректировка.<br />
Совместно с субъектами Российской Федерации проработан<br />
механизм реализации положений Генеральной схемы и<br />
проведено согласование с планами социально-экономического<br />
развития регионов. Учтены предложения регионов по<br />
объектам энергетической инфраструктуры федерального<br />
уровня (ГЭС-300 М<strong>В</strong>т, ТЭС-500 М<strong>В</strong>т, сети — 330 к<strong>В</strong> и выше).<br />
Основные мероприятия Генеральной схемы синхронизированы<br />
со стратегиями развития смежных отраслей. <strong>В</strong>озможности<br />
обеспечения объектов генерации углем согласованы с угольными<br />
компаниями. (СУЭК, Мечел-энерго, Русский уголь,<br />
Красноярсккрайуголь, Кузбассразрезуголь, Мосбасуголь).<br />
<strong>В</strong> рамках разработки стратегии развития железнодорожного<br />
транспорта в Российской Федерации до 2030 года, учтены потребности<br />
угольных компаний по объёмам грузоперевозок и<br />
согласованы сроки электрификации отдельных направлений<br />
железнодорожного транспорта.<br />
<strong>В</strong> основном сняты разногласия с Газпромом по вопросу топливообеспечения.<br />
<strong>В</strong>ыполнена корректировка программ развития<br />
гидроэнергетики, тепловой энергетики и электрических сетей с<br />
учетом предложений регионов, топливных компаний, генерирующих<br />
компаний, ФСК ЕЭС, РАО ЕЭС России.<br />
Уточнены потребности в капиталовложениях на развитие генерации<br />
и электрических сетей и определены источники их финансирования.<br />
Для разработки Генеральной схемы в соответствии с решениями<br />
Правительства в качестве базового варианта принят<br />
прогноз, в соответствии с которым средний прирост электропотребления<br />
составит 4,1% в год в базовом варианте и 5,2%<br />
в максимальном.<br />
<strong>В</strong> 2020 году уровень потребления прогнозируется в районе<br />
1710 млрд к<strong>В</strong>т/ч в базовом варианте (и 2000 млрд к<strong>В</strong>т/ч в максимальном).<br />
Распределение электропотребления по годам и территориям,<br />
сформировано на основе изучения тенденции прироста электропотребления,<br />
а также анализа существующих заявок на подключение<br />
потребителей и учитывало также:<br />
g необходимость надежного функционирования существующих<br />
генерирующих мощностей и электросетевых объектов;<br />
g крупные инвестиционные проекты в регионах.<br />
<strong>И</strong>сходя из разработанного прогноза электропотребления, был<br />
произведен расчет потребности в установленной мощности<br />
электростанций, с учетом прогнозируемого вывода из эксплуатации<br />
генерирующих мощностей отработавших свой ресурс.<br />
<strong>В</strong> период до 2020 года предусматривается снижение на<br />
51,8 Г<strong>В</strong>т действующих генерирующих мощностей, которые<br />
свой ресурс отработали, в том числе 47,8 Г<strong>В</strong>т на ТЭС и 4 Г<strong>В</strong>т<br />
на АЭС.<br />
<strong>В</strong>се действующие ГЭС сохраняются в эксплуатации, так как<br />
подавляющую часть стоимости их составляют гидротехнические<br />
сооружения (80%) и затраты на восстановление устаревшего<br />
оборудования ГЭС сравнительно невелики.<br />
При этом потребность в установленной мощности электростанций<br />
России должна составить 246 Г<strong>В</strong>т на уровне 2010 года,<br />
298 Г<strong>В</strong>т в 2015 году и 347 Г<strong>В</strong>т в 2020 году.<br />
С учетом остающейся в эксплуатации установленной мощности<br />
действующих электростанций потребность во вводах генерирующих<br />
мощностей, включая вводы для замены на сущест-<br />
вующих электростанциях, для базового варианта в период<br />
2006—2020 годов в целом по России составят 186 Г<strong>В</strong>т.<br />
При формировании предложений по вводам генерирующей<br />
мощности были применены следующие принципы:<br />
g максимально возможное развитие доли атомной и гидрогенерации;<br />
g рост выработки электрической энергии на угольных станциях<br />
по отношению к газовым;<br />
g строительство новой газовой генерации преимущественно<br />
комбинированной выработки для производства тепловой и<br />
электрической энергии в городах;<br />
g максимальное использование ПГУ для выработки электроэнергии<br />
на газе.<br />
Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя<br />
из прогнозируемых Росатомом возможностей отрасли по<br />
вводу новых мощностей, при создании типового энергоблока<br />
1150 М<strong>В</strong>т, а также при создании блоков малой мощности —<br />
300 М<strong>В</strong>т.<br />
Предусматривается нарастание темпов ввода блоков от одного<br />
блока в год с 2009 года до трех блоков в год с 2015-го. Дополнительно,<br />
начиная с 2017 года, планируется ввод блоков<br />
малой мощности. Осуществлен выбор предпочтительных районов<br />
размещения этих атомных станций, исходя из:<br />
g строительства новых станций в Европейской части страны,<br />
для приближения генерации к центрам нагрузки;<br />
g балансовой необходимости увеличения мощности; минимизации<br />
затрат на сетевое строительство для схем выдачи мощности;<br />
ввод новых мощностей преимущественно на существующих<br />
площадках и в регионах, уже имеющих объекты атомной<br />
отрасли;<br />
g сравнительной эффективности АЭС и других типов генерации<br />
в каждой ОЭС.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте планируется ввести в эксплуатацию в общей<br />
сложности 32,3 Г<strong>В</strong>т установленной мощности АЭС.<br />
Масштабы развития ГЭС-ГАЭС в период до 2020 года оценены<br />
с учетом возможностей параллельного строительства нескольких<br />
ГЭС-ГАЭС или их каскадов, а также из технологической последовательности<br />
сооружения станций и заполнения водохранилищ<br />
при развитии каскадов.<br />
<strong>В</strong>ыбор предпочтительного состава ГЭС-ГАЭС осуществлен,<br />
исходя из следующих базовых предпосылок:<br />
g необходимости увеличения маневренной мощности;<br />
g сравнительной эффективности ГЭС-ГАЭС и других источников<br />
генерации;<br />
g максимального использования существующих проектных<br />
наработок;<br />
g завершение начатых строек ГЭС;<br />
g сооружение ГЭС в Сибири и на Дальнем <strong>В</strong>остоке, исходя из<br />
балансовой необходимости и экономической целесообразности;<br />
g максимально возможное строительство ГАЭС в Европейской<br />
части для обеспечения базовой нагрузки АЭС.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте электропотребления планируется ввести<br />
в эксплуатацию 25,9 Г<strong>В</strong>т установленной мощности ГЭС-ГАЭС.<br />
Развитие угольной генерации определялось, исходя из следующих<br />
принципов:<br />
g Реконструкция и расширение существующих электростанций.<br />
g До 2020 года полный вывод из эксплуатации:<br />
g агрегатов, достигших индивидуального ресурса (первого<br />
после паркового) с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;<br />
g теплофикационных агрегатов, в случае отсутствия потребителей<br />
тепловой энергии.<br />
g Приоритетное строительство конденсационных электростанций<br />
на угле перед электростанциями на газе.<br />
<strong>В</strong> базовом варианте электропотребления предусматривается<br />
ввод в эксплуатацию 53,9 Г<strong>В</strong>т установленной мощности<br />
ТЭС на угле.
Change language