ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЕ МАШИНОСТРОЕНИЕ В МИРЕ И РОССИИ
Create successful ePaper yourself
Turn your PDF publications into a flip-book with our unique Google optimized e-Paper software.
º ı.qxd 31.10.2007 12:29 Page 13<br />
Развитие газовой генерации, в первую очередь связано с реконструкцией<br />
и расширением существующих электростанций.<br />
К 2020 году на тепловых электростанциях из эксплуатации<br />
должны быть выведены:<br />
g конденсационные паросиловые агрегаты достигшие индивидуального<br />
ресурса;<br />
g теплофикационные агрегаты, достигшие индивидуального<br />
ресурса с параметрами пара 90 атмосфер и ниже;<br />
g теплофикационные агрегаты, в случае отсутствия потребителей<br />
тепловой энергии.<br />
Строительство новых электростанций на газе, преимущественно<br />
для комбинированной выработки электроэнергии и тепла.<br />
<strong>В</strong>се вводы новой газовой генерации планируется осуществлять<br />
с использованием газотурбинных и парогазовых технологий.<br />
<strong>В</strong>ывод из эксплуатации неэффективного газового оборудования<br />
составит 39,9Г<strong>В</strong>т.<br />
<strong>В</strong>вод в эксплуатацию за период 2006—2020 годов объектов<br />
газовой генерации для базового варианта планируется на<br />
уровне 74 Г<strong>В</strong>т.<br />
Доля газовой генерации в структуре установленной мощности<br />
в период до 2020 года снизится с 41 до 36%, а в структуре выработки<br />
электроэнергии с 43 до 35%.<br />
Существенно увеличится доля выработки угольной генерации,<br />
с 25 до 31% (38% в максимальном варианте), а атомной генерации<br />
с 16 до 21% (19% в максимальном варианте).<br />
До 2020 года установленная мощность атомных электростанций<br />
вырастет в 2,3 раза, угольной генерации в 1,7 раза, ГЭС на<br />
47%, газовой генерации на 41%.<br />
Прогнозируемый рост объемов производства электроэнергии<br />
на ТЭС и изменение структуры выработки по типам электростанций<br />
определяют их потребность в различных видах органического<br />
топлива.<br />
При базовом варианте суммарная потребность ТЭС в топливе<br />
увеличится от 295 млн.т у.т. в 2006 году до 428 млн.т у.т. в 2020 году,<br />
т.е. фактически в 1,5 раза при этом суммарное производство<br />
электроэнергии на ТЭС за этот период возрастет в 1,8 раза.<br />
Эта разница наглядно показывает, что, в теплоэнергетике может<br />
быть достигнуто существенное увеличение КПД за счет<br />
внедрения передовых технологий — как в газовой, так и в<br />
угольной генерации.<br />
Средневзвешенный удельный расход топлива на отпуск электроэнергии<br />
при этом снизится от 335,9 г у.т./к<strong>В</strong>т/ч в 2006 году<br />
до 286,1 г у.т./к<strong>В</strong>т/ч в 2020 году при соответствующем росте<br />
КПД с 36,7 до 43,4%.<br />
Структура потребления топлива на ТЭС при базовом варианте<br />
также должна существенно трансформируется: устойчиво будет<br />
снижаться доля газа (от 68% в 2006 году до 56% в 2020 году)<br />
при интенсивном росте доли угля (от 25% в 2006 году до<br />
40% в 2020 году).<br />
При этом абсолютный объем потребления газа увеличится<br />
только на 20%, а угля — в 2,2 раза. Это резко повысит требования<br />
к динамике развития производственных мощностей в<br />
угольной промышленности, особенно — в главных угольных<br />
бассейнах — кузнецком и канско-ачинском.<br />
Существующая структура магистральных сетей на сегодняшний<br />
день характеризуется отсутствием устойчивой связи ОЭС<br />
Дальнего <strong>В</strong>остока и Сибири, единственной связью ОЭС Сибири<br />
и Урала, проходящей по территории Казахстана, слабыми связями<br />
ОЭС Центра с ОЭС Юга и Северо-Запада.<br />
<strong>И</strong>сходя из этого, развитие магистральных электрических сетей<br />
основывается на следующих принципах:<br />
g Опережающее развитие электрических сетей, обеспечивающее<br />
полноценное участие энергокомпаний и потребителей в<br />
рынке электроэнергии и мощности, а также усиление межсистемных<br />
связей, гарантирующих надежность перетоков электроэнергии<br />
и мощности.<br />
НОЯБРЬ 2007<br />
g Схемы выдачи мощности крупных электростанций и электроснабжения<br />
крупных потребителей должны обеспечивать<br />
принцип «N-1», для АЭС — принцип «N-2».<br />
Для базового варианта электропотребления до 2010 года необходимо<br />
ввести 13,6 тысяч км <strong>В</strong>Л 220 к<strong>В</strong> и выше, что учтено в<br />
инвенстиционной программе ОАО «ФСК ЕЭС»;<br />
<strong>В</strong> период 2011—2020 годах требуется ввести 24,8 тысяч км <strong>В</strong>Л<br />
220 к<strong>В</strong> и выше для выдачи мощности вновь вводимых общесистемных<br />
электростанций.<br />
<strong>В</strong> период до 2020 года требуется ввести 27,8 тыс. км <strong>В</strong>Л 330 к<strong>В</strong><br />
и выше для усиления межсистемных и межгосударственных связей<br />
и повышения надежности электроснабжения потребителей.<br />
Что такое инвестиционный ресурс, необходимый для реализации<br />
этой Генеральной схемы?<br />
Общий объем инвестиционных ресурсов для реализации планов<br />
развития электроэнергетики состоит из 11 829 млрд рублей,<br />
из них предполагается направить на развитие ГЭС — 1131<br />
млрд рублей, на строительство АЭС — 1737 млрд рублей, на<br />
ТЭС — 3883 млрд рублей.<br />
На развитие распределительных сетей и сетей ЕНЭС планируется<br />
потратить около 5 трлн рублей.<br />
Так, в общем, в период 2006—2010 годов будет потрачено<br />
около 3 трлн рублей, в период 2011—2015 — 4,3 трлн рублей и<br />
в период 2016—2020 — около 4,5 трлн рублей.<br />
Структура финансирования капитальных вложений в развитие<br />
генерации на ближайшие 5 лет представляется следующим<br />
образом:<br />
13