Директор по технологическому развитию электроэнергетики ЗАО «АПБЭ» В.В. Нечаев 13 октября 2010 г. Риски инновационного развития электроэнергетики в период до 2030 г.

2 Главный вызов электроэнергетики современной России – стремительно нарастающее технологическое отставание, приобретающее необратимый характер Технологическое отставание электроэнергетики – свыше 25 лет (ССКП пара, газификация твердого топлива, газотурбостроение, системы утилизации вредных выбросов и отходов, гибридные установки на базе топливных элементов и другие); В теплоэнергетике – свыше 25 лет (ССКП пара, газификация твердого топлива, газотурбостроение, системы утилизации вредных выбросов и отходов, гибридные установки на базе топливных элементов и другие); – свыше 20 лет (АСГГ на ГЭС и ГАЭС, высокоэффективные гидротурбины с КПД 96%, высоконадежные всережимные гидроагрегаты); В гидроэнергетике – свыше 20 лет (АСГГ на ГЭС и ГАЭС, высокоэффективные гидротурбины с КПД 96%, высоконадежные всережимные гидроагрегаты); – свыше 20 лет (сети СВН постоянного и переменного тока, ВТСП оборудование, накопители и кабели, FACTS-гибкие векторно управляемые сети переменного тока, интеллектуальные - Smart Grids - распределительные и системообразующие сети, самовосстанавливающиеся сети, СПП - силовые полупроводниковые приборы); В электрических сетях – свыше 20 лет (сети СВН постоянного и переменного тока, ВТСП оборудование, накопители и кабели, FACTS-гибкие векторно управляемые сети переменного тока, интеллектуальные - Smart Grids - распределительные и системообразующие сети, самовосстанавливающиеся сети, СПП - силовые полупроводниковые приборы); – свыше 30 лет (тепловые насосы, высоконадежные эффективные тепловые сети с уровнем потерь тепла 3-5 %, системы когенерации); В теплоснабжении – свыше 30 лет (тепловые насосы, высоконадежные эффективные тепловые сети с уровнем потерь тепла 3-5 %, системы когенерации); – свыше 30 лет (ВЭУ, солнечные фотоэлектрические установки, МГЭС и другие). В возобновляемой энергетике – свыше 30 лет (ВЭУ, солнечные фотоэлектрические установки, МГЭС и другие).

3 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 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. Сложность проблемы, неготовность энергомашиностроения и электроэнергетики к её решению таковы, что в предстоящее десятилетие выполнить эту задачу невозможно. 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 – 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, мобилизации значительных объёмов финансовых и материальных ресурсов, развития отечественного энергомашиностроения, развития отечественного энергомашиностроения, усиления проектных институтов, усиления проектных институтов, научного сопровождения, научного сопровождения, нормативно-правового и организационного обеспечения, нормативно-правового и организационного обеспечения, концентрации инвестиций электроэнергетических и топливных компаний концентрации инвестиций электроэнергетических и топливных компаний Предстоящий 20–летний период должен стать периодом решения стратегической задачи – кардинального обновления (модернизации) электроэнергетики.

4 Развитие и модернизация ЕЭС России Развитие за счёт ввода новых крупных системообразующих ТЭС, ГЭС и АЭС, в том числе (max вариант): ПГУ на природном газе мощностью 420 МВт и выше единиц; угольные энергоблоки на суперсверхкритические параметры пара единичной мощностью 330МВт и выше - 76 единиц; энергоблоки АЭС единичной мощностью МВт - 46 единиц. Оптимальное сочетание крупных системообразующих и локальных источников мощности Развитие за счёт ввода до 2020 г. системообразующих электрических сетей переменного и постоянного тока с формированием активно-адаптивной сети: - ВЛ 330 кВ и выше км.; трансформаторной мощности МВа, - в т.ч.: ВЛ 750 Кв-1279 км, ВЛ 500 кВ км, 6хВЛ ПТ: +750 кВ, +600 кВ, +300 кВ суммарно км Интеграция ОЭС Сибири и ОЭС Востока на базе Амурского преобразовательного комплекса 200 МВа на ПС Хани, завершение до 2030 г. интеграции Европейской и Сибирской секций ЕЭС России. Ввод до 2020 г. ИРМ суммарной мощностью свыше МВар, в том числе управляемых ИРМ на базе УШР, СТК, СТАТКОМ, УУПК, ВПТН, АСК свыше 8960 МВар. Совершенствовани е противоаварийного управления, на базе автоматических и автоматизированных систем управления, использующих технологии векторного измерения параметров электрического режима 4

5 доля высокоэффективных ПГУ с КПД % в общем объеме вводов ПГУ Максимальный вариант доля ПГУ на отечественных газовых турбинах с КПД 50-51% гг. Базовый вариант гг гг. (МВт) 36,5 % ,5 % ,8 % ,2 % ,8 % ,2 % ,5 % ,9 % ,5 % ,1 % ,2 % ,5 % % Вводы высокоэффективных ПГУ

6 Доля высокоэффективных угольных блоков ССКП от общих вводов угольных блоков гг гг гг. 20,5 % ,8 % ,4 % ,7 % ,1 % ,5 % ,3 % ,9 % ,5 % (МВт) Доля остальных угольных блоков 79,5 % ,2 % ,6 % % Базовый вариант Максимальный вариант Вводы высокоэффективных угольных блоков

7 20,5 % ,8 % 1832 МВт создание серийных атомных энергоблоков нового поколения создание серийных атомных энергоблоков нового поколения типового проекта АЭС нового поколения - АЭС-2006; типового проекта АЭС нового поколения - АЭС-2006; проекта прототипа коммерческого энергоблока БН-П4 проекта прототипа коммерческого энергоблока БН-П4 формирование новой технологической базы атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с реакторными установками на быстрых нейтронах формирование новой технологической базы атомной энергетики на основе замкнутого топливного цикла с реакторными установками на быстрых нейтронах продление на лет срок эксплуатации 15 энергоблоков суммарной мощностью 13,5 ГВт продление на лет срок эксплуатации 15 энергоблоков суммарной мощностью 13,5 ГВт реализация программы увеличения выработки электроэнергии и повышения КИУМ 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 гг.) Модернизация действующих энергоблоков АЭС : Инновационное обновление отрасли: Модернизация действующих и вводы новых энергоблоков АЭС

8 20,5 % ,8 % 1832 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 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 Г А ЭС – 5,6 ГВт Общая мощность новых вводов ГЭС – 10,2 ГВт Инновационное обновление отрасли: Модернизация действующих и вводы новых гидроагрегатов ГЭС/ГАЭС

9 В необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты : Разработка и освоение отечественных ГТУ мощностью 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 45 в системах теплоснабжения; Срок освоения – гг. Барьеры и риски: Отсутствие госзаказа на создание демонстрационных проектов, низкая заинтересованность генерирующих компаний, недостаток финансирования. Демонстрационные проекты для ТЭС на природном газе

10 В г.г. необходимо реализовать демонстрационные (пилотные) проекты: Наименование технологииМесто внедрения Срок освоения 1.Угольный блок Nэл.=660 МВт на суперкритические параметры пара Татауровская ГРЭС Угольный блок Nэл.=330 МВт на суперкритические параметры пара Алтайская КЭС Современные технологии газоочистки по улавливанию SO2, NOx, золовых частиц для действующих угольных блоков МВт (снижение NOx

11 Модернизация и техническое перевооружение устаревших угольных ТЭС Энергоблоки К ,5; К ,5; К ,5 )* Повышение температуры пара до 565 С / 565 С. Модернизация основного и вспомогательного оборудования, совершенствование тепловой схемы, реконструкция котлов, повышение КПД до 41-42%. Вариант - замещение энергоблоками ССКП с КПД до 44%. Энергоблоки К ,8 ; ПСУ 150 МВт и ниже )* Модернизация энергоблоков с повышением температуры пара до 565 С (при пылевидном сжигании) с КПД до 40-41%. Варианты: замещение энергоблоками ЦКС, КПД 40%; замещение энергоблоками ССКП с КПД до 44%. Оборудование ТЭЦ с давлением пара Рп = 12,8 МПа и ниже )* Модернизация основного и вспомогательного оборудования, совершенствование тепловой схемы, и повышение КПД 40-41% в конденсационном режиме. Вариант – котлоагрегаты ЦКС с КПД 39-41% )* газ в структуре топлива отсутствует

12 Энергоблоки К ,5; К ,8; ПСУ 150 МВт и ниже, в структуре топлива имеется газ I этап: Замещение газовых ПСУ на ПГУ мощностью МВт с КПД 51-57% (до 2020г.). II этап: Переход на ВЦГ и замещение прир. газа синтез-газом с КПД до 50-51% (после 2020 г.). Вариант - замещение энергоблоками СКП с КПД до 44%. Оборудование ТЭЦ с давлением пара Рп = 12,8 МПа и ниже, в структуре топлива имеется газ I этап: Замещение газовых ПСУ на ПГУ мощностью МВт с КПД 51-53% в конденсационном режиме. II этап: Переход на ВЦГ и замещение природного газа синтез-газом с КПД % в конденсационном режиме. Вариант - замещение энергоблоками ЦКС с КПД 39-41%. Предлагается поэтапная стратегия замещения морально устаревшего оборудования угольных ТЭС, в структуре топлива которых имеется газ Модернизация и техническое перевооружение устаревших угольных ТЭС

13 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

14 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

15 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 Си бири 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 г.г.

16 Демонстрационные ВТСП технологии и оборудование СРОКИ РАЗРАБОТКИ 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.

17 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%).

18 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 Геотермальная энергетика. Увеличение мощности Мутновской ГеоЭС на 12 МВт за счет использования вторичного тепла. Ожидаемая выработка – 91 млн. кВтч 2014 г. Использование энергии приливов ,8 Использование энергии приливов. Северная приливная станция, мощность 12 МВт, среднегодовая выработка - 18,8 млн. кВтч Возобновляемые источники энергии: вводы и демонстрационные проекты

19 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!

20 Потенциал отечественного энергомашиностроения Виды продукции Среднегодовое производство, гг. Производственная мощность Котлы паровые свыше 10 т.пара/ч Турбины паровые, МВт Турбины газовые, МВт (20 % потребности) Турбины гидравлические, МВт (оценка) 1.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 2.При этом производственные мощности предприятий энергомашиностроения недоиспользованы 3.Выпускаемое оборудование требует повышения технического уровня по показателям энергоэффективности и надежности, соответствующего лучшим зарубежным образцам В г. г. необходимо освоить новые технологии и реализовать демонстрационные (пилотные) проекты Барьеры! Слабая производственно-технологическая база, отсутствие необходимого финансирования, проблемы кадрового обеспечения.

21 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.

22 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 платформФедеральные органы исполнительной власти оказывают институциональную, организационную и консультационную поддержку деятельности технологических платформ, включенных в перечень.

23 Спасибо за внимание !