Исследование вариантов топливоснабжения электростанций на перспективу с учетом работы ЭЭС в ТЭК

Page 1
background image

Page 2
background image

54

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ

Исследование вариантов топливо-
снабжения электростанций на 
перспективу с учетом работы 
ЭЭС в ТЭК

УДК 620.9:621.311.1

В

 

предлагаемой

 

статье

 

дано

 

описание

 

методики

 

оптимизации

 

топливоснабжения

 

электростанций

 

и

 

перечня

 

факторов

которые

 

могут

 

в

 

той

 

или

 

иной

 

мере

 

повлиять

 

на

 

условия

 

топливоснабжения

 

электростанций

В

 

основу

 

предлагаемой

 

методики

 

поло

-

жена

 

динамическая

 

оптимизационная

 

модель

 

ТЭК

 

страны

 (

в

 

разрезе

 

федеральных

 

округов

), 

позволяющая

 

учитывать

 

территориально

-

технологическую

 

структуру

 

произ

-

водства

 

и

 

потребления

 

первичных

 

энергоресурсов

электроэнергии

централизованного

 

тепла

котельно

-

печного

 

топлива

Приведен

 

перечень

 

задач

которые

 

решаются

 

в

 

блоке

 

электро

и

 

теплоэнергетики

 

модели

 

ТЭК

Описан

 

пример

 

оценки

 

влияния

 

ограничений

 

на

 

выбро

 

сы

 

СО

2

 

от

 

тепловых

 

электростанций

 

на

 

инновационное

 

развитие

 

ТЭС

 

России

 

и

 

усло

 

вий

 

их

 

топливоснабжения

 

в

 

долгосрочной

 

перспективе

.

Ключевые

 

слова

:

тепловые электро-

станции, условия 

топливоснабжения, 

методика оптимизации, 

ограничения на выбро-

сы СО

2

, инновационные 

технологии

Санеев

 

Б

.

Г

.,

д.т.н., профессор, 

заведующий отделом 

ИСЭМ СО РАН

Лагерев

 

А

.

В

.,

к.т.н., старший научный 

сотрудник ИСЭМ СО РАН

С

уществует  много  факторов, 

которые  могут  повлиять  на 

условия  топливоснабжения 

и  масштабы  использования 

того или иного топлива на электростан-

циях в перспективе, среди которых:

 

– уровни  электро-  и  теплопотребле-

ния,  зависящие  от  принимаемых 

сценариев  развития  экономики 

страны;

 

– объемы экспорта электроэнергии; 

 

– масштабы  и  структура  выработки 

электроэнергии  по  типам  электро-

станций (ГЭС, АЭС, ТЭС и т.д.);

 

– степень  изношенности  действу-

ющего  оборудования  на  электро-

станциях  и  его  доля  в  структуре 

генерирующих мощностей;

 

– масштабы  и  сроки  внедрения  на 

электростанциях  новых  технологий 

и их стоимость;

 

– уровни  теплофикации  как  одно  из 

направлений  повышения  эффек-

тивности  использования  топлива 

на  электростанциях  за  счет  комби-

нированного производства электро-

энергии и тепла;

 

– цены  на  топливо  и  возможные  ре-

сурсы его использования для элек-

тростанций;

 

– ограничения  на  выбросы  вредных 

веществ,  в  том  числе  парниковых 

газов от сжигания топлива на элек-

тростанциях и др.

Из  этого  следует,  что  оптимизация 

условий  топливоснабжения  электро-

станций должна проводиться в рамках 

ТЭК с возможным учетом всех вышепе-

речисленных факторов. 

В  основу  предлагаемой  методи-

ки  оптимизации  топливоснабжения 

электростанций в разрезе крупных ре-

гионов  (объединенных  энергосистем) 

и  по  России  в  целом  в  долгосрочной 

перспективе (25–30 лет) положена раз-

работанная в ИСЭМ СО РАН динами-

ческая  оптимизационная  модель  ТЭК 

страны [1–3]. 

МОДЕЛЬ

 

ТЭК

 

СТРАНЫ

Модель входит в состав разработанно-

го в ИСЭМ СО РАН модельно-компью-

терного  комплекса  (МКК),  предназна-

ченного  для  исследования  стратегий 

развития  ТЭК  страны  и  регионов  во 

взаимосвязи с экономикой [1].

Применяемая  в  рамках  МКК  мо-

дель  ТЭК  страны  позволяет  учиты-

вать территориально-технологическую 

структуру производства и потребления 

первичных  энергоресурсов,  электро-

энергии,  централизованного  тепла, 

котельно-печного  топлива,  а  также 

включает  блоки:  экологический,  фи-

нансово-экономический  и  внешней 

торговли (рисунок 1).

Территориальный  аспект  модели 

описывает ТЭК России в разрезе семи 

регионов,  из  них:  два  региона  (Евро-

пейская  часть,  Урал)  представляют 

Европейскую  Россию  и  пять  регионов 

(Тюменская  область,  включая  Ханты-


Page 3
background image

55

Мансийский  и  Ямало-Ненецкий 

АО, юг Западной Сибири, Восточ-

ная  Сибирь,  Дальний  Восток)  — 

Азиатскую Россию. 

Производственно-технологи-

ческий аспект моделируется груп-

пами  существующих  и  перспек-

тивных  энергетических  объектов: 

нефтяные,  газовые,  угольные 

месторождения,  НПЗ,  электро-

станции,  централизованные  ко-

тельные  и  т.д.,  объединенных  по 

технологическому признаку и виду 

используемых 

(производимых) 

энергоносителей.

В общем случае энергетический 

объект  описывается  следующими 

показателями:  коэффициентами, 

определяющими  долю  каждого 

входного или выходного энергоно-

сителя  в  суммарном  потреблении 

и  производстве  энергоносителей 

данным  объектом  (или  группой 

объектов);  коэффициентом  по-

лезного  действия  оборудования, 

которое  используется  на  данном 

объекте;  режимом  работы  (для 

электростанции  КИУМ);  удельны-

ми  выбросами  парниковых  газов; 

сроком службы объекта. 

Для  представления  в  модели 

каждого из рассматриваемых пер-

вичных  энергоресурсов  (нефть, 

природный  газ,  уголь,  ядерная 

энергия,  гидроэнергия)  исполь-

зуется  принцип  последователь-

ного  описания  основных  стадий 

преобразования  энергоресурсов: 

добыча,  переработка  (преобра-

зование),  распределение  и  по-

требление  конечных  энергоноси-

телей.

Все  мощности  энергетических 

объектов  делятся  на  действую-

щие  мощности  (на  начало  рас-

сматриваемого  периода)  и  вновь 

создаваемые в течение расчетно-

го периода.

Для  действующих  мощностей 

задается динамика их выбытия по 

этапам расчетного периода. 

Для  каждого  энергетического 

объекта (действующего или вновь 

сооружаемого) предусматривается 

возможность  создания  (расшире-

ния)  производственных  мощно-

стей.  При  этом  вводимые  мощно-

сти объектов должны выбывать по 

мере окончания заданного норма-

тивного срока их службы. 

Модель  является  оптимизаци-

онной  —  в  качестве  коэффици-

Технологическая структура:

Нефть

                                                              

Газ

                   

Электроэнергетика          

Уголь

               

Теплоэнергетика

            

Потребление

конечных 

энергоносителей

Территориальный срез:

Европейская часть, Урал, Тюменская область, юг Западной Сибири,
Восточная Сибирь, Дальний Восток

Временной срез:

 

2015, 2020, 2025, 2030, 2035, 2040, 2050 годы

Блок территориально-технологической

структуры ТЭК

Блок

энергосбережения

Экологический блок

Оценка эмиссии

парниковых газов 

Блок

внешней 

торговли

ентов  функционала  принимаются 

цены  самофинансирования,  обе-

спечивающие  самоокупаемость 

рассматриваемых  энергетических 

объектов. 

В качестве основного критерия 

оптимизации в модели рассматри-

вается  минимум  суммарных  дис-

контированных затрат (на добычу, 

переработку  (преобразование), 

транспорт, снижение вредных вы-

бросов) за весь расчетный период 

при максимуме выручки от экспор-

та энергоносителей. 

Оптимизация  перспективного 

развития  электро-/теплоснабже-

ния и условий топливоснабжения 

электростанций и котельных пред-

полагает решение следующих за-

дач, связанных с определением: 

1)  рационального сочетания мощ-

ности  электростанций  разных 

типов (ГЭС, АЭС, КЭС, ТЭЦ) по 

регионам страны; 

2)  рациональной  структуры  вы-

работки электроэнергии по ти-

пам  электростанций  и  видам 

топлива;

3)  рациональных  уровней  тепло-

фикации в регионах и по стра-

не в целом; 

Рис

.1. 

Структура

 

динамической

 

территориально

-

производственной

 

модели

 

ТЭК

 

страны

4)  состава  и  требуемой  мощно-

сти  нового  оборудования  для 

электростанций  и  котельных 

в регионах;

5)  магистральных перетоков элек-

троэнергии между регионами; 

6)  вида  топлива  и  определения 

его  годового  расхода  электро-

станциями  и  котельными  по 

регионам страны. 

Для  этого  по  каждому  регио-

ну  записывается  несколько  групп 

уравнений.

Первая группа уравнения опи-

сывает  годовой  баланс  электро-

энергии,  который  формируется 

из:  а)  выработки  электроэнергии 

на  собственных  электростанци-

ях, работающих на разных видах 

топлива и оборудовании; б) полу-

чения  электроэнергии  из  сосед-

них  регионов;  в)  перетоков  элек-

троэнергии  в  соседние  регионы; 

г)  годовой  потребности  региона 

в электроэнергии. 

Вторая группа уравнений фор-

мирует  годовой  баланс  теплоты 

в  регионе.  Для  этого  по  каждому 

региону  предусматривается  сле-

дующая  дифференциация  источ-

ников теплоты: ТЭЦ на органиче-

 4 (61) 2020


Page 4
background image

56

ском и ядерном топливе, крупные 

и мелкие котельные, источники те-

плоты из вторичных энергоресур-

сов и нетрадиционной энергетики. 

При  этом  уровень  теплофикации 

(отпуск теплоты от ТЭЦ) в регионе 

определяется не только условия-

ми  обеспечения  баланса  тепло-

ты,  но  и  условиями  их  топливо-

снабжения, а также участием ТЭЦ 

в покрытии электрической нагруз-

ки соответствующего региона.

Третья  группа  уравнений  по-

зволяет для всех источников элек-

троэнергии  и  теплоты  на  органи-

ческом  топливе  определить  вид 

топлива и годовой его расход. 

В  каждом  регионе  рассма-

тривается  несколько  вариантов 

сооружения  электростанций  (на 

разных  технологиях,  под  разные 

виды  топлива).  В  процессе  опти-

мизации  выбираются  те  вариан-

ты, которые приводят к минимуму 

затрат  на  производство  электро-

энергии и тепла (для ТЭЦ) в реги-

оне (с учетом цен на топливо и его 

расхода на электростанциях). 

При  этом  выбор  оптимально-

го  (рационального)  варианта  со-

оружения  электростанции,  а  сле-

довательно  и  расхода  топлива, 

будет  зависеть  от:  удельных  ка-

питаловложений  на  сооружение 

электростанций,  удельных  рас-

ходов  топлива  на  производство 

электроэнергии  и  отпуск  тепла 

(КПД электростанций), цен на то-

пливо и эксплуатационных затрат.

Четвертая  группа  уравнений 

описывает  различные  техниче-

ские  ограничения:  на  установ-

ленную  мощность  действующих 

и некоторых новых типов электро-

станций, на отпуск теплоты от дей-

ствующих ТЭЦ, на магистральные 

перетоки электроэнергии, на рас-

ход  топлива  по  отдельным  элек-

тростанциям или их группам и т.п.

Модель  позволяет  оценить 

(по  стране  и  регионам):  балансы 

первичных  энергоресурсов;  ба-

лансы  котельно-печного  топлива 

(газ,  мазут  уголь,  прочие  виды 

топлива);  балансы  электроэнер-

гии  и  централизованного  тепла; 

перспективную  технологическую 

структуру  производства  в  отрас-

лях  ТЭК;  межрегиональные  по-

ставки топлива (газ, уголь, мазут) 

и  электроэнергии;  сравнитель-

ную  эффективность  и  масштабы 

внешней  торговли  энергоносите-

лями;  эмиссию  парниковых  газов 

и набор мероприятий по их сокра-

щению; требуемые инвестиции на 

развитие  ТЭК  с  разбивкой  по  от-

раслям.

Для проведения многовариант-

ных  расчетов  на  динамической 

модели,  имеющей  сравнительно 

большую  размерность  (количе-

ство  уравнений  —  более  9000, 

количество переменных — более 

13  000)  потребовалась  разработ-

ка  специальной  информационно-

вычислительной  системы  (ИВС), 

позволяющей  ускорить  процесс 

проведения расчетов и облегчить 

анализ полученных результатов. 

ИВС  позволяет  оперативно 

работать  с  входными  и  выходны-

ми  таблицами  (в  формате  Excel), 

корректировать модель на основе 

информации,  хранящейся  в  этих 

таблицах,  выводить  результаты 

решений в виде балансовых и дру-

гих таблиц и графиков, предусма-

тривающих  их  выдачу  по  стране 

и регионам. 

РЕЗУЛЬТАТЫ

 

ВЫПОЛНЕННЫХ

 

ИССЛЕДОВАНИЙ

Ниже  приводятся  результаты 

оценки  влияния  ограничений  на 

выбросы СО

2

 от тепловых элек-

тростанций  на  инновационное 

развитие и условия их топливо-

снабжения  в  долгосрочной  пер-

спективе.

При этом принималось, что вы-

бросы  парниковых  газов  (СО

2

)  от 

сжигания  топлива  на  ТЭС  стра-

ны  к  2050  году  не  превысят  70% 

(585  млн  т)  от  уровня  выбросов 

в 1990 году (835 млн т). 

Рассматривались  три  иннова-

ционных  технологии  производ-

ства электроэнергии на ТЭС с ис-

пользованием  природного  газа 

и угля (таблица 1): 

 

– парогазовые установки на газе 

(ТЭС-ПГУ на газе);

 

– парогазовые  установки  с  гази-

фикацией  угля  (ТЭС-ПГУ  на 

угле с ГУ);

 

– паротурбинные  установки  на 

угле,  рассчитанные  на  супер-

сверхкритические  параметры 

пара (ТЭС-ПТУ ССКП).

В качестве традиционных тех-

нологий  рассматривались:  для 

КЭС  на  угле  —  паротурбинные 

установки  на  сверхкритические 

параметры пара, для ТЭЦ — мо-

дернизированные паротурбинные 

и газотурбинные установки. 

Исследования 

проводились 

для  оптимистического  сценария 

развития экономики страны. В со-

ответствии с принятым сценарием 

среднегодовые  темпы  прироста 

ВВП  в  2015–2020  годы  составят 

1,3%,  в  2021–2035  годы—  3,6%. 

Прогнозируется,  что  в  последу-

ющие  годы  темпы  роста  ВВП  за-

медлятся до 3,0% [5, 6, 11].

Полученный  в  результате  рас-

четов прогнозный баланс электро-

энергии  в  России  на  перспективу 

до 2050 года приведен в таблице 2. 

В  рассмотренном  сценарии 

развития экономики страны произ-

водство электроэнергии за рассма-

триваемый период (2015–2050 гг.) 

должно  увеличиться  в  1,7  раза. 

При этом более 50% (51%) приро-

ста  производства  электроэнергии 

в стране будет обеспечиваться за 

счет ТЭС на органическом топливе 

(из них 47% — за счет ТЭС на газе 

и  5%  —  за  счет  угольных  ТЭС), 

28% за счет АЭС, 13% за счет ГЭС 

(ГАЭС) и 8% за счет ВИЭ [11]. 

С учетом прогнозируемых уров-

ней  электропотребления,  объ-

емов  экспорта  электроэнергии 

Табл. 1. Технико-экономические показатели

инновационных технологий на ТЭС России

Показатели

ТЭС-ПГУ

на газе

ТЭС-ПГУ

на угле с ГУ

ТЭС-ПТУ ССКП 

на угле

Срок эксплуатации, лет

35

40

40

Мощность, МВт

400–800

450–800

600–1000

КПД, %

59

49–50

44–45

Удельные капитало-

вложения, долл./кВт

900–1200

2500–2700

1800–1900

КИУМ, %

68–74

74

74

Источники

: [7–10]

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ


Page 5
background image

57

и  технологически  необходимо-

го  демонтажа  устаревшего  обо-

рудования  ввод  генерирующих 

мощностей  на  электростанциях 

России  прогнозируется  в  объ-

еме  121  млн  кВт  к  2035  году 

и 231 млн кВт к 2050 году.

При этом к 2050 году потребу-

ется ввести 48 млн кВт мощностей 

на АЭС, 16 млн кВт на ГЭС (ГАЭС), 

14 млн кВт на ВИЭ и 153 млн кВт 

на  ТЭС.  При  этом  предполага-

ется,  что  к  концу  периода  будет 

демонтировано  120  млн  кВт  фи-

зически изношенного и морально 

устаревшего  оборудования  ТЭС, 

20–21 млн кВт на АЭС. 

В  результате  установленная 

мощность электростанций России 

должна  увеличиться  к  2035  году 

(по  сравнению  с  2015  годом)  на 

16%  и  составить  287  млн  кВт, 

а к 2050 году — на 36% и достиг-

нуть 335 млн кВт. Динамика изме-

нения  установленной  мощности 

электростанций  России  приведе-

на в таблице 3.

Выполненные  исследования 

показывают, что даже при прогно-

зируемых  (повышенных)  масшта-

бах  развития  АЭС  (52  ГВт),  ГЭС, 

ГАЭС (67 ГВт) и ВИЭ (15 ГВт) ре-

шить  к  2050  году  поставленную 

задачу  ограничения  выбросов 

парниковых газов (СО

2

) от сжига-

ния топлива на ТЭС (на 30% ниже 

уровня  1990  года)  можно  только 

за счет внедрения инновационных 

технологий на тепловых электро-

станциях (таблица 4).

В рассматриваемой перспекти-

ве основным направлением изме-

нения  технологической  структуры 

ТЭС должно стать техническое пе-

ревооружение  действующих  и  со-

оружение  новых  тепловых  элек-

тростанций  на  природном  газе  за 

счет внедрения ТЭС-ПГУ. Их доля 

в  технологической  структуре  те-

пловых  электростанций  страны 

возрастет с 7% в 2015 году до 42% 

к 2035 году и до 66% к 2050 году.

  При  принятых  ограничениях  на 

выбросы СО

2

 от ТЭС (наряду с вво-

дом ТЭС-ПГУ на газе) потребуется 

внедрение  к  2050  году  в  Сибири 

и  на  Дальнем  Востоке  инноваци-

онных  технологий  на  угле  (ТЭС-

ССКП,  ТЭС-ПГУ  с  ГУ)  суммарной 

мощностью 22 млн кВт. 

Прогнозируемый  ввод  новых 

инновационных  технологий  на 

ТЭС  позволит  снизить  усред-

ненный  удельный  расход  топ-

лива  на  производство  электро-

энергии в стране с 314 г у.т/кВт·ч 

в  2015  году  до  255  г  у.т/кВт·ч 

в  2035  году  и  до  215  г  у.т/кВт·ч 

к  2050 году.

Динамика  изменения  объе-

мов  и  структуры  потребления  ко-

тельно-печного  топлива  (КПТ)  на 

электростанциях  России  в  2015–

2050 годы приведена в таблице 5. 

Сложившаяся  в  настоящее 

время структура потребления топ-

лива  на  электростанциях  страны 

носит  газовую  направленность. 

Доля  газа  в  структуре  сжигаемо-

го  топлива  электростанций  со-

ставляет около 69%, доля угля — 

Табл. 2. Прогнозный

баланс электроэнергии в России, млрд кВт·ч

Показатели

2015 г.

Прогноз

2025 г. 2035 г. 2050 г.

Электропотребление

1060

1210

1420

1708

Экспорт (сальдо)

7,4

21

27

62

Производство

1067,4

1231

1447

1770

В том числе:

АЭС

195

229

298

391

ГЭС, ГАЭС

170

207

221

260

ВИЭ

2,4

11

36

60

ТЭС 

700

784

892

1059

из них:

– на газе

496

573

684

824

– на угле

197

204

202

231

Табл. 3. Динамика изменения установленных

мощностей электростанций в России, млн кВт

Показатели

2015 г.

Прогноз

2025 г. 2035 г. 2050 г.

Установленная

мощность, всего

246,6

261

287

335

В том числе:

АЭС

26,2

31

40

52

ГЭС, ГАЭС

50,8

53

56

67

ВИЭ

0,6

3

9

15

ТЭС 

169

174

182

201

Табл. 4. Динамика изменения технологической структуры ТЭС России

Показатели

2015 г.

Прогноз

2025 г.

2035 г.

2050 г.

млн кВт

%

млн кВт

%

млн кВт

%

млн кВт

%

Традиционные ТЭС, всего

151

93

130

76

96

54

45

23

Из них:

– на газе

105

64

87

51

62

35

26

13

– на угле

46

29

43

25

34

19

19

10

Инновационные ТЭС, всего

12

7

41

24

83

46

155

77

Из них:

– ТЭС-ПГУ на газе

12

7

41

24

76

42

133

66

– ТЭС-ССКП на угле

7

4

10

5

– ТЭС-ПГУ на угле с ГУ

0,5

0,3

12

6

Итого

163

100

171

100

179

100

200

100

 4 (61) 2020


Page 6
background image

58

27%. На долю мазута приходится 

менее 1%.

Как видно из таблицы 5, струк-

тура  топливного  баланса  тепло-

вых  электростанций  в  целом  по 

стране  сохранится  на  уровне 

2015  года  на  протяжении  всего 

рассматриваемого  периода.  При 

этом расход КПТ на электростан-

циях увеличится на 8% к 2035 году 

и  на  12%  к  2050  году  (из  них: 

газа — на 15%, угля — на 6%).

Прогнозируемые при этом объ-

емы  выбросов  СО

2

  от  сжигания 

топлива на ТЭС по регионам Рос-

сии приведены в таблице 6.

Исследования  показали,  при 

принятых ограничениях к 2050 году 

на  выбросы  парниковых  газов  от 

ТЭС  (70%  от  уровня  1990  года), 

объем выбросов СО

2

 от ТЭС в Ев-

ропейской части России (по срав-

нению  с  2015  годом)  сократит-

ся  на  15%  и  составит  344  млн  т 

или 59% от суммарных выбросов 

в стране. 

При этом в Сибири и на Даль-

нем  Востоке  выбросы  СО

2

  на 

ТЭС за рассматриваемый период 

увеличатся  на  41%  и  достигнут 

241 млн т или 41% от суммарных 

выбросов  в  стране.  Примерно 

33% (192 млн т) этих выбросов бу-

дет приходиться на Сибирь.

ВЫВОДЫ

 

1.  В  основу  предлагаемой  мето-

дики  оптимизации  топливоснаб-

жения  электростанций  в  разрезе 

крупных  регионов  и  по  России 

в  целом  в  долгосрочной  пер-

спективе  (25–30  лет)  положена 

разработанная  в  ИСЭМ  СО  РАН 

динамическая  оптимизационная 

модель  как  инструмент  исследо-

вания ТЭК страны и регионов. 

2.  Одним  из  возможных  путей 

уменьшения  зависимости  элек-

троснабжения  России  от  увели-

чения расхода топлива и эмиссии 

парниковых газов в стране явля-

ется  своевременная  разработ-

ка  и  внедрение  крупных  ТЭС  на 

органическом  топливе  с  исполь-

зованием  инновационных  техно-

логий.

3.  Выполненные 

исследова-

ния  свидетельствуют  о  том,  что 

даже  при  повышенных  масшта-

бах развития АЭС, ГЭС, ВИЭ ре-

шить  к  2050  году  поставленную 

задачу  ограничения  выбросов 

парниковых  газов  (СО

2

)  от  сжи-

гания  топлива  на  ТЭС  на  30% 

ниже уровня выбросов 1990 года 

можно  только  за  счет  иннова-

ционных  технологий.  При  этом, 

если  в  Европейской  части  это 

прогнозируется  в  основном  за 

счет  крупномасштабного  вне-

дрения  в  рассматриваемый  пе-

риод  ПГУ  на  газе,  то  в  Сибири 

и на Дальнем Востоке — за счет 

внедрения 

преимущественно 

инновационных  технологий  на 

угле (22 млн кВт), из которых бо-

лее  половины  мощностей  (55%) 

должно приходиться на ТЭС-ПГУ 

с газификацией угля и 45% на па-

ротурбинные  ТЭС  с  блоками  на 

суперсверхкритические  параме-

тры пара (ТЭС-ССКП). 

4.  Прогнозируемый  ввод  новых 

инновационных  технологий  на 

ТЭС  позволит  снизить  усреднен-

ный  удельный  расход  топлива 

на  производство  электроэнергии 

в стране (по сравнению с 2015 го-

дом) на 18–19% в 2035 году и на 

31–32% к 2050 году.  

Работа выполнена в рамках проектов 

государственного  задания  III.17.4.2 

(рег.  №  АААА-А17-117030310435-0) 

и  программы  III.  17.6  (рег.  №  АААА-

А17-117030310445-9)  фундаменталь-

ных исследований СО РАН.

Табл. 5. Динамика изменения расхода КПТ

на электростанциях России, млн т у.т.

Показатели

2015 г.

Прогноз

2025 г. 2035 г. 2050 г.

Расход, всего

300,5

309

324

335

В том числе:

газ

206,7

213

229

238

мазут

1,9

1,8

1,7

1

уголь

81

83

82

86

прочие

10,9

11

11

10

То же, в %

газ

68,8

69

71

71

мазут

0,6

0,6

0,5

0,3

уголь

27

27

25

25,5

прочие

3,6

3,5

3,4

3

Табл. 6. Прогноз выбросов СО

2

от сжигания топлива на ТЭС по регионам России

Показатели

2015 г.

Прогноз

2025 г. 2035 г. 2050 г.

Россия, всего, млн т

600

603

610

585

В том числе:

Европейская часть

403

398

383

344

Сибирь

153

167

182

192

Дальний Восток

44

38

45

49

То же, %

Европейская часть

67

66

63

59

Сибирь

26

28

30

33

Дальний Восток

7

6

7

8

ЛИТЕРАТУРА
1.  Кононов  Ю.Д.,  Гальперова  Е.В.,  Кононов  Д.Ю.,  Лаге-

рев А.В. и др. Методы и модели прогнозных исследо-

ваний  взаимосвязей  энергетики  и  экономики.  Новоси-

бирск: Наука, 2009. С. 102–126.

2.  Лагерев А.В., Ханаева В.Н. Оптимизация топливоснаб-

жения  электростанций  на  перспективу  /  Обоснование 

развития электроэнергетических систем: методология, 

модели, методы, их использование. Отв. ред. Н.И. Во-

ропай. Новосибирск: Наука, 2015. С. 227–246.

3.  Лагерев А.В., Санеев Б.Г., Ханаева В.Н. Динамическая 

модель  топливно-энергетического  комплекса  России: 

описание и методология применения / Системные ис-

следования  проблем  энергетики.  Под  ред.  Н.И.  Воро-

пая. Новосибирск: Наука, 2000. С. 387–392. 

4.  Санеев  Б.Г.,  Соколов  А.Д.,  Агафонов  Г.В.,  Лагерев 

А.В. и др. Методы и модели разработки региональных 

энергетических программ. Новосибирск: Наука, 2003. 

140 с. 

5.  Прогноз  социально-экономического  развития  Россий-

ской Федерации на период до 2036 года. URL: https://

www.garant.ru/products/ipo/prime/doc/72016310/.

6.  Проект Энергетической стратегии Российской Федера-

ции на период до 2035 года (редакция от 21.10.2019). 

ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЕ


Page 7
background image

59

URL:  http://static.government.ru/media/fi les/w4sigFOiDjG

VDYT4IgsApssm6mZRb7wx.pdf.

7.  Бушуев  В.В.,  Куричев  Н.К.,  Троицкий  А.А.  Российская 

электроэнергетика ХХI века в контексте мировых инно-

вационных трендов. М.: ЗАО «ГУ ИЭС», 2011. 60 с.

8.  Прогноз научно-технологического развития отраслей то-

пливно-энергетического комплекса России на период до 

2035 г. (утвержден Министром энергетики РФ от 14 октя-

бря 2016 г.). URL: https://minenergo.gov.ru/node/6365. 

9.  Ольховский Г.Г. Тепловая генерация в начале ХХI века 

// Электрические станции, 2011, № 6. С. 3–12.

10. Лейзерович А.Ш. Экономические и экологические пока-

зания современных угольных энергоблоков // Электри-

ческие станции, 2017, № 9. С. 2–9.

11. Санеев Б.Г., Лагерев А.В., Ханаева В.Н. Электроэнерге-

тика России в первой половине XXI века: роль восточ-

ных  регионов  //  Энергетическая  политика,  2017,  №  6. 

С. 35–44. 

REFERENCES
1.  Kononov Yu.D., Galperova E.V., Kononov D.Yu., Lagerev 

A.V. and other. Methods and models of forecast investiga-

tions  of  energy-economics  interconnections.  Novosibirsk, 

Nauka Publ., 2009, pp. 102–126. (In Russian)

2.  Lagerev A.V., Khanaeva V.N. Optimization of long-term fuel 

supply  of  power  stations:  procedures,  models,  methods, 

their  use.  Resp.  editor  Voropay  N.I.  Novosibirsk,  Nauka 

Publ., 2015, pp. 227–246. (In Russian)

3.  Lagerev A.V., Saneev B.G., Khanaeva V.N. Dynamic mod-

el of the Russian fuel-and-energy complex: description and 

application procedures / Sistemniye issledovaniya problem 

energetiki  [System  research  of  energy  problems].  Edited 

by Voropay N.I. Novosibirsk, Nauka Publ., 2000, pp. 387–

392. (In Russian)

4.  Saneev B.G., Sokolov A.D., Agafonov G.V., Lagerev A.V. 

and  other.  Methods  and  models  of  regional  energy  pro-

gram development. Novosibirsk, Nauka Publ., 2003. 140 p. 

(In Russian) 

5.  Forecast of social-economical development of the Russian 

Federation for the period until 2036. URL:https://www.ga-

rant.ru/products/ipo/prime/doc/72016310/.

6.  Draft of Energy Strategy of the Russian Federation for the 

period until 2035 (edition of 21.10.2019). URL: http://static.

government.ru/media/fi les/w4sigFOiDjGVDYT4IgsApssm

6mZRb7wx.pdf.

7.  Bushuev  V.V.,  Kurichev  N.K.,  Troitskiy  A.A.  Russian 

power industry of the ХХIst century with reference to the 

world  innovative  trends.  Moscow,  ZAO  IES,  2011.  60  p. 

(In Russian)

8.  Forecast of science and technology development of fuel-

and-energy  complex  of  Russia  for  the  period  until  2035. 

(Approved by the Ministry of Energy of RF of October, 14th, 

2016). URL: https://minenergo.gov.ru/node/6365. 

9.  Olkhovskiy G.G. Thermal generation in the beginning of the 

ХХIst  century  //  Elektricheskiye  stantsii  [Electrical  power 

stations], 2011, no. 6, pp. 3–12. (In Russian)

10. Leyzerovich  A.Sh.  Economical  and  ecological  indices 

of  modern  coil-fi red  generating  units  //  Elektricheskiye 

stantsii  [Electrical  power  stations],  2017,  no.  9,  pp.  2–9. 

(In Russian)

11. Saneev B.G., Lagerev A.V., Khanaeva V.N. Electric power 

industry  of  Russia  in  the  fi rst  half  of  the  XXIst  century: 

capacity  of  Eastern  regions  //  Energeticheskaya  politika 

[Energy policy], 2017, no. 6, pp. 35–44. (In Russian)

Стимулирование

 

масштабного

 

внедрения

 

стандарта

 

МЭК

 61850

для

 

подстанций

интеллектуальных

 

сетей

 

и распределенных

энергетических

 

ресурсов

 (DER)

 20+ 

примеров

 

практического

применения

 

в действующих

энергокомпаниях

 

Практикум

 

по

 

фундаментальным

вопросам

 

 

Семинар

 

по

 

интеграции

 

распреде

 

ленных

 

энергетических

 

ресурсов

 (DER)

5-дневная деловая программа: конференция, выставка и технические дискуссии

26–30 

октября

Брюссель

Бельгия

 

Круглые

 c

толы

 

для

 

конечных

 

пользователей

 

Панельные

 

дискуссии

 

по

 

технологическим

 

инновациям

 

 

Электросетевой
нетворкинг

 

Демо

-

лаборатории

 

Зона

 

конечных

решений

 

Широкое

 

представительство

 

электросетевых
компаний

 4 (61) 2020


Читать онлайн

В предлагаемой статье дано описание методики оптимизации топливоснабжения электростанций и перечня факторов, которые могут в той или иной мере повлиять на условия топливоснабжения электростанций. В основу предлагаемой методики положена динамическая оптимизационная модель ТЭК страны (в разрезе федеральных округов), позволяющая учитывать территориально-технологическую структуру производства и потребления первичных энергоресурсов, электроэнергии, централизованного тепла, котельно-печного топлива. Приведен перечень задач, которые решаются в блоке электро- и теплоэнергетики модели ТЭК. Описан пример оценки влияния ограничений на выбросы СО2 от тепловых электростанций на инновационное развитие ТЭС России и условий их топливоснабжения в долгосрочной перспективе.

Поделиться:

«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Повышение эффективности почасового прогнозирования электропотребления с помощью моделей машинного обучения на примере Иркутской энергосистемы. Часть 2

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Томин Н.В. Корнилов В.Н. Курбацкий В.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Превентивное управление нагрузкой в сетях 0,4 кВ в целях предотвращения возникновения аварийных ситуаций

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Релейная защита и автоматика
Удинцев Д.Н. Милованов П.К. Зуев А.И.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Принципы формирования цифровой платформы для управления надежностью распределительных электрических сетей в современных условиях эксплуатации

Управление сетями / Развитие сетей Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция
Крупенев Д.С. Пискунова В.М. Гальфингер А.Г.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Новые технологии удаленного мониторинга и энергоэффективности электрооборудования сетей

Энергоснабжение / Энергоэффективность Цифровая трансформация / Цифровые сети / Цифровая подстанция Диагностика и мониторинг
ООО «Сименс»
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение» № 1(70), январь-февраль 2022

Обеспечить равные возможности для всех при справедливом распределении ответственности

Интервью Управление производственными активами / Техническое обслуживание и ремонты / Подготовка к ОЗП Энергоснабжение / Энергоэффективность
Интервью с Председателем Комитета по энергетике Государственной Думы Завальным П.Н.
«ЭЛЕКТРОЭНЕРГИЯ. Передача и распределение»