авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 8 |

«СПИСОК ИСПОЛНИТЕЛЕЙ От ОАО «ЭНИН»: Генеральный директор Э.П. Волков Заведующий отделением В.А. Баринов Заведующий ...»

-- [ Страница 4 ] --

Согласование отечественных законов и нормативных документов с международными документами, общепринятыми (в рамках рекомендаций международных организаций) базовы ми принципами, нормами, требованиями, правилами.

С учетом имеющегося в мире и в России опыта необходимо разработать и принять зако ны по выводу АЭС из эксплуатации и по обращению с облученным ядерным топливом.

3.3.6 Механизмы реализации подпрограммы 3.3.6.1 Прогнозная оценка стоимости модернизации АЭС Оценка стоимости модернизации как отдельной уже существующей АЭС, так особенно для вновь строящихся блоков АЭС и тем более для вновь создаваемых технологий и установок принципиально затруднена. Это связано с отсутствием рынка производителей многих элементов оборудования, становлением индустриальной базы атомной энергетики (АЭ) в целом, большими фи нансовыми рисками, обусловленными как длительными сроками изготовления некоторых элементов оборудования и особенно строительства АЭС, так и не проработанностью законодательной базы в области использования АЭ, особенно в отношении топливного цикла и вывода АЭС из эксплуа тации. В связи с этим, размер капитальных затрат индивидуален и зависит от проекта. При этом важно иметь в виду, что в условиях рыночной экономики обычные технологии работают по принци пу «можно все, что не запрещено», а в области АЭ можно делать только то, что разрешено законом.

Компенсация затрат на модернизацию и новое строительство АЭС в условиях перехода к рынку электроэнергии и мощности возможна только с помощью государства как в тарифной политике, так и при целевом финансировании в рамках федеральных программ.

3.3.6.2 Объемы и источники финансирования Финансирование мероприятий Программы осуществляется за счет средств федерального бюджета, средств Госкорпорации "Росатом" и ее организаций и предприятий.

Общий объем средств федерального бюджета, предусмотренный на реализацию Про граммы в ценах соответствующих лет, рассчитан в соответствии со сценарными условиями со циально-экономического развития страны и индексами-дефляторами.

Собственные средства организаций и предприятий Госкорпорации "Росатом" предпола гается направить на реализацию следующих мероприятий:

разработка и сооружение атомных электростанций малой мощности;

развитие пристанционных мощностей по обращению с радиоактивными отходами и отработавшим ядерным топливом;

совершенствование технологий добычи природного урана;

развитие разделительно-сублиматного производства;

разработка новых технологий и установок для газоцентрифужного обогащения урана;

реконструкция и модернизация производственной базы фабрикации ядерного топ лива;

подготовка и переподготовка кадров.

Кроме того, в соответствии с Налоговым кодексом Российской Федерации и постанов лением Правительства Российской Федерации от 21 сентября 2005 г. № 576 "Об утверждении Правил отчисления организациями, эксплуатирующими особо радиационно опасные и ядерно опасные производства и объекты (кроме атомных станций), средств для формирования резер вов, предназначенных для обеспечения безопасности указанных производств и объектов на всех стадиях их жизненного цикла и развития" собственные средства организаций и предприятий Госкорпорации "Росатом" будут направляться на выполнение мероприятий по утилизации от ходов, возникающих при использовании атомной энергии, и выводу объектов использования атомной энергии из эксплуатации.

Средства резерва развития, формируемого федеральным государственным унитарным предприятием "Российский государственный концерн по производству электрической и тепло вой энергии на атомных станциях" в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации от 30 января 2002 г. № 68 "Об утверждении Правил отчисления предприятиями и организациями, эксплуатирующими особо радиационно опасные и ядерно опасные производст ва и объекты (атомные станции), средств для формирования резервов, предназначенных для обеспечения безопасности атомных станций на всех стадиях их жизненного цикла и развития", направляются в установленном порядке на сооружение новых объектов и на реконструкцию и модернизацию действующих.

Средства федерального бюджета, получаемые Госкорпорацией "Росатом" в качестве имущественного взноса Российской Федерации на реализацию мероприятий Программы в час ти развития атомного энергопромышленного комплекса России, могут, по решению наблюда тельного совета Госкорпорации "Росатом", направляться в качестве вклада в уставный капитал открытого акционерного общества "Атомный энергопромышленный комплекс" с последующим направлением дочерним и зависимым обществам на реализацию указанных мероприятий.

Общий объем финансирования подпрограммы в ценах 2010 г. составляет 1 324 млрд руб.

В соответствии с бюджетом Российской Федерации (федеральный закон «О федераль ном бюджете на 2012 г. и на плановый период 2013-2014 гг.» от 30.11.2011 № 371), секвестр финансирования программы серийного строительства АЭС в РФ в период 2010-2012 годов со ставил 148,7 млрд руб.:

2010 2011 ПДД* 96 829 113 020 118 ФЗ «0 федеральном бюджете»** 53 240 68 496 58 Дефицит средств - 43 589 -44 524 - 60 * Программа деятельности Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" на долгосрочный период (2009 - 2015 годы). Утверждена постановлением Правительства Рос сийской Федерации от 20.09. 2008 г. № 705.

** Данные по 2010 и 2011 гг. приведены в соответствии с корректировкой бюджета Рос сийской Федерации (федеральный закон «О федеральном бюджете на 2011 г. и на плановый пе риод 2012-2013 гг.» от 13.12.2010 № 357). Данные по 2012 г. приведены в соответствии с бюд жетом Российской Федерации (федеральный закон «О федеральном бюджете на 2012 г. и на плановый период 2013-2014 гг.» от 30.11.2011 № 371).

Кроме того, изменение правил работы оптового рынка электроэнергии и создание рынка мощности в 2010 г. приводят к снижению выручки АЭС. Для компенсации потерь АЭС, связан ных с изменениями правил рынка, предполагалось применять механизм инвестиционной над бавки в цене на мощность для участников оптового рынка электроэнергии (мощности).

В 2011 г., несмотря на установку данной надбавки в размере 28 млрд руб., в соответствии с новыми правилами рынка, выручка, запланированная в объеме 225 млрд руб., снизилась до млрд руб. на фоне роста выручки тепловой и гидрогенерации. При этом прогнозный объем вы падающей выручки составляет 32 млрд руб.

В первом квартале 2011 г., в связи с решением Правительства РФ об ограничении темпа роста цены на электроэнергию для конечного потребителя на уровне 15% в год, рассматриваются в том числе такие варианты снижения инвестиционной надбавки АЭС, которые приведут к паде нию выручки до 179 млрд руб. При этом объем некомпенсированных потерь на оптовом рынке составит уже 46 млрд руб.

В результате общего сокращения бюджетных средств и потерь на оптовом рынке в г. объем располагаемых средств снизился на 91 млрд руб.

В связи с этим по итогам проделанной работы по установлению инвестиционной надбавки для АЭС на 2011 год можно констатировать, что механизм компенсации выпадающей выручки АЭС не работает, и, следовательно, возникает риск недофинансирования подпрограммы модер низации.

3.3.6.3 Система управления реализацией подпрограммы Государственным заказчиком подпрограммы является Государственная корпорация по атомной энергии "Росатом", которая осуществляет управление реализацией подпрограммы и несет ответственность за ее результаты.

Руководителем подпрограммы является генеральный директор Государственной корпо рации по атомной энергии "Росатом".

Формы и методы организации управления реализацией подпрограммы определяются го сударственным заказчиком в соответствии с законодательством Российской Федерации.

Поставки товаров, выполнение работ и оказание услуг для государственных или муни ципальных нужд в целях обеспечения реализации мероприятий подпрограммы осуществляются в порядке, установленном Федеральным законом "О размещении заказов на поставки товаров, выполнение работ, оказание услуг для государственных и муниципальных нужд".

Отбор исполнителей (поставщиков, подрядчиков) программных мероприятий осуществ ляется в соответствии с законодательством Российской Федерации.

3.3.6.4 Система контроля и мониторинга реализации подпрограммы Контроль и организация комплексных проверок за ходом реализации подпрограммы возлагаются непосредственно на государственного заказчика. Промежуточные отчеты и годо вые доклады о ходе реализации подпрограммы являются открытыми.

3.3.7. Анализ рисков реализации подпрограммы 3.3.7.1 Факторы риска Анализ современного состояния сырьевой, производственной и строительной базы, на учного и инженерного обеспечения, оперативного персонала, хозяйственных механизмов, при званных обеспечить масштабное развитие атомной энергетики, показывает значительные труд ности реализации заявленных стратегических ориентиров. В то же время требования к повыше нию доли производства электроэнергии на АЭС постоянно повышаются. В этой связи, при вы боре стратегических решений следует оценивать риски, обусловленные различными причина ми, которые могут сдерживать ввод мощностей и приводить к удорожанию программы разви тия и заранее предусматривать компенсирующие решения. Рассмотрение рисков только техни ческого характера не дает полного представления о возможных масштабах изменения програм мы ввода мощностей и затрат на создание системы атомной энергетики, поскольку большая часть рисков при реализации столь масштабных проектов связана с несовершенством управле ния (менеджмента), изменением экономической ситуации (кредитные риски и риски изменения конъюнктуры рынка), неадекватной и несвоевременной подготовкой законодательного базиса.

3.3.7.2 Невыполнение программы добычи природного урана Стратегия развития добывающих мощностей природного урана предполагает, что к году объем добычи природного урана увеличатся в несколько раз. Это очень высокие темпы роста и, не подвергая сомнению поставленную цель, следует отметить, что реализация таких темпов имеет высокий риск. В случае не достижении заданных объемов добычи урана, при вы полнении заданного плана реализации ввода ядерных мощностей возникнут ограничения по природному урану, особенно с учетом экспортных обязательств, что потребует закупок урана за рубежом и более энергичного развития быстрых реакторов и замыкания топливного цикла. Эти страхующие решения должны быть предусмотрены в программах модернизации и развития атомной энергетики.

3.3.7.3 Задержка с развитием предприятий по переработке ОЯТ В случае задержки программы развития предприятий перерабатывающего комплекса программу ввода инновационных проектов быстрых реакторов придется, скорее всего, замед лить. В этом случае задержка ввода быстрых реакторов должна быть скомпенсирована увели чением ввода мощностей тепловых реакторов, что потребует дополнительного использования природного урана на внутреннем рынке. Для демонстрационных быстрых реакторов ресурсных проблем не возникнет, поскольку поставку для них плутония сможет обеспечить ПО «Маяк» и, возможно, в какой-то степени опытно-демонстрационный центр. В этом случае до 2030 года риск задержки ввода в эксплуатацию завода по переработке топлива преимущественно будет связан только с необходимостью строительства дополнительных хранилищ для ОЯТ.

До 2020 года позиции России на международном рынке топлива из обогащенного урана практически сохранятся. Напряжения в топливном балансе, связанные с нехваткой реакторов на быстрых нейтронах, обнаружатся ближе к 2050 году.

3.3.7.4 Невыполнение программы развития быстрых реакторов В этом случае рассчитывать на полномасштабное замыкание топливного цикла нет ос нований, и решение этой проблемы откладывается. Другим отрицательным признаком такого сценария – это потеря позиций России на мировом рынке в области быстрых реакторных тех нологий, учитывая, что в настоящее время целый ряд стран, ориентированных на активное раз витие ядерной энергетики, разрабатывает быстрые реакторы. Вариант сокращения ввода быст рых реакторов компенсируется дополнительными вводами мощностей тепловых реакторов, что, конечно, приведет к увеличенному расходу природного урана и необходимости дополнительно го наращивания мощностей по производству ядерного топлива, но эффект этого увеличения скажется только после 2030 года. В этом случае необходимо вовремя предусмотреть решение по увеличению ресурсной базы урана за счет развития внутренних ресурсов или закупок его на внешнем рынке. В случае успешного продвижения программы термоядерных исследований для решения расширенного воспроизводства топлива в стратегии развития ядерной энергетики мо гут найти место гибридные термоядерные системы с воспроизводящим экраном, содержащим уран-238 или торий-232.

3.3.7.5 Значимость соблюдения сроков Анализ комбинированных рисков, когда два из трех или все три ключевых направления будут испытывать трудности с практической реализацией, показывает, что отрасль располагает достаточным объемом компенсационных резервов для практически полного выполнения задан ной программы развития АЭС до 2030 г.

До 2020 г. наиболее значимыми для реализации стратегии развития АЭ являются свое временное строительство тепловых реакторов и развитие мощностей по добыче природного урана. Значимость развития машиностроительных мощностей оказалась меньше, чем задержка с вводом мощностей по добыче природного урана. После 2020 г. фактор адекватного развития машиностроения становится наиболее значимым.

Задержки ввода в эксплуатацию предприятий топливного атомного кластера или непо средственно генерирующих мощностей приводят к возрастанию удельных капитальных вложе ний по сравнению с заявленными в проекте.

С учетом этого, наиболее существенным фактором экономии инвестиций является орга низация процесса сооружения объектов атомной отрасли таким образом, чтобы минимизиро вать всевозможные причины задержек их ввода в эксплуатацию.

3.4 Подпрограмма «Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года»

Паспорт подпрограммы «Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года»

Ответственный испол- ОАО «РусГидро»

нитель подпрограммы Соисполнители подпро- – по направлению «солнечная электроэнергетика»:

граммы ООО «Хевел», ОАО «Ростовтеплоэлектропроект», ОИВТ РАН;

– по направлению «ветроэнергетика»:

ОАО «НИИЭС», ООО «ВЭС-ЮГ», НИЦ «АТМОГРАФ»;

– по направлению «электростанции на биотопливе»:

ФГУП «ГНЦ ЛПК»;

– по направлению «геотермальная энергетика»:

ОАО «Инженерный центр возобновляемой энергетики», ЗАО «Геотерм-ЭМ»;

– по направлению «малая гидроэнергетика»:

ОАО «НИИЭС», ЗАО «Норд Гидро», «МНТО ИНСЭТ»;

– по направлению «приливные электростанции»:

ОАО «НИИЭС», ОАО «ПО «Севмаш».

Программно-целевые 19 программ социально-экономического развития федеральных инструменты подпро- округов и субъектов РФ, письма от органов исполнительной вла граммы сти 12 субъектов РФ (Приложение № 34).

Цель подпрограммы Расширение использования возобновляемых источников энергии в России Задачи подпрограммы 1. Разработка и изготовление оборудования для электростанций на основе ВИЭ.

2. Разработка и освоение типовых технических решений элек тростанций, использующих возобновляемые источники энергии, на уровне лучших мировых образцов.

3. Создание и проведение испытаний опытных и опытно промышленных электростанций на основе ВИЭ.

4. Разработка нормативной технической документации для ши рокомасштабного строительства электростанций на основе ВИЭ.

Этапы и сроки реализа- 2011-2020 годы, в том числе:

ции подпрограммы 1-й этап 2011 – 2015 гг.

2-й этап 2016 – 2020 гг.

Целевые индикаторы, Ввод в действие 3062 МВт мощностей электростанций на базе показатели и ожидае- ВИЭ. В период 2011-2015 гг. – 760 МВт, в том числе МГЭС – мые результаты выпол- МВт, ВЭС – 573 МВт, ГеоТЭС – 66 МВт, ПЭС – 12 МВт;

в пери нения подпрограммы од 2016-2020 гг. – 2302 МВт, в том числе МГЭС – 354 МВт, Био (59.4 Минрегион Рос- ТЭС – 464 МВт, ВЭС – 1420 МВт, СЭС – 44 МВт, ГеоТЭС – сии) МВт.

В части освоения новых технологий:

1. Разработка опытного образца и организация к 2015 году се рийного выпуска отечественных (лицензионных) ветроагрегатов мощностью 1-3 МВт.

2. Разработка опытного образца и организация к 2015 году се рийного выпуска энергоустановок ГеоТЭС на низкокипящих рабо чих телах мощностью 4-5 МВт.

3. Сооружение опытно-промышленных энергоустановок и стан ций для отработки типовых технических решений, в том числе:

2011 г. – опытно-промышленный бинарный энергоблок Паужет ской ГеоТЭС (2,5 МВт);

2012 г. – БиоТЭС в Красноярском крае (4 МВт) в республике Са ха (Якутия) (2 МВт);

2013 г. – ВЭС, п. Октябрьский, Краснодарский край (45 МВт);

2014 г. – Опытно-промышленные энергоблоки на вторичном паре для расширения Мутновской ГеоТЭС-1 (13 МВт);

Северная ПЭС (12 МВт);

ВЭС, п. Мирный, Краснодарский край (60 МВт);

Ки словодская СЭС, Ставропольский край (24 МВт) 2015 г. – Старогрозненская ГеоТЭС в Чеченской Республике ( МВт) и ГеоТЭС в Республике Дагестан (10 МВт);

2016г. – БиоТЭС в республике Карелия (18 МВт);

4. Разработка нормативно-технической документации для широ комасштабного строительства электростанций на основе ВИЭ.

Объемы капиталовло- На период 2011-2020 гг. – 193;

I этап 2011-2015 годы 78;

жений подпрограммы II этап 2016-2020 годы 115.

(оценка), млрд руб.

3.4.1 Основные показатели использования ВИЭ в России на 01.01.2010 и целевые показатели (индикаторы) развития ВИЭ до 2020 г.

С использованием возобновляемых источников энергии в России в 2010 году выработа но 5889,4 млн кВт·ч электрической энергии, что составляет 0,9 % совокупного объема произ водства электроэнергии. Общая мощность электрогенерирующих установок и электростанций, использующих ВИЭ, составляет 1315,5 МВт. Основной вклад в производство электроэнергии на основе ВИЭ в настоящее время вносят малые ГЭС (48%), БиоТЭС (44%) (в большей части при деревообрабатывающих и целлюлозно-бумажных комбинатах) и геотермальные электро станции Камчатского края (8%).

Обобщенные данные производства энергии с использованием ВИЭ в 2010 году приведе ны в таблице 3.4.1.

Таблица 3.4.1 - Обобщенные данные производства энергии на базе ВИЭ в 2010 г.

Виды ВИЭ Установленная Производство электроэнергии, млн мощность, МВт кВт·ч ВЭС 13,2 14, МГЭС 700 ГеоТЭС 81,2 СЭС 0 ПЭС 1,1 1, БиоТЭС (э) 520 Всего 1315,5 5889, * - для 2010 и 2017 годов приводятся данные по получению электроэнергии только за счет доли биомассы. Указанные мощности находятся на предприятиях лесопромышленного и целлюлозно-бумажного комплексов, в настоящее время рассматриваются как ТЭЦ.

На 1-м этапе реализации подпрограммы основные вводы будут осуществляться в облас ти ветроэнергетики, что увеличит вклад ВЭС в суммарную выработку электроэнергии ВИЭ (19%), хотя лидирующее положение по выработке электроэнергии сохранится за МГЭС (39%) и БиоТЭС (31%). Общая мощность установок на ВИЭ в 2015 году составит 2076 МВт, выработ ка 8465 млн кВт·ч (таблица 3.4.2).

На 2-м этапе реализации подпрограммы структура производства электроэнергии ВИЭ изменится в сторону существенного увеличения доли ВЭС (34%) и уменьшения доли МГЭС (30%), БиоТЭС (30%), и ГеоТЭС (6%). Общая мощность установок на ВИЭ в 2020 году соста вит 4378 МВт, выработка – 16665 млн кВт·ч (таблица 3.4.2).

Отличительной особенностью тепловых электростанций на древесном топливе, рабо тающих по схеме «паровой котел – паровая турбина», является то, что все они являются коге нерационными, вырабатывающими совместно тепловую и электрическую энергию. Поэтому в качестве целевого индикатора для них используется установленная мощность «э» (по электри ческой энергии);

присоединенная тепловая мощность БиоТЭС, как правило, больше электриче ской в три раза.

Целевые индикаторы развития ВИЭ для базового и инновационного вариантов на 2015 и 2020 гг. приведены в таблице 3.4.2.

Таблица 3.4.2 - Целевые индикаторы развития ВИЭ на 2015 и 2020 гг.

Виды ВИЭ 2015 год 2020 год Установленная Выработка, Установленная Выработка, мощность, МВт млн кВт·ч мощность, МВт млн кВт·ч ВЭС 586,3 1636,6 2006,3 5661, МГЭС 809,6 3328,1 1163,4 5110, БиоТЭС (э) 520,0 2600,0 984,0 4919, ГеоТЭС 147,2 849,0 167,2 952, ПЭС 13,1 51,6 13,1 51, СЭС 0,0 0,0 44,0 58, Всего 2076,2 8465,3 4378,0 16654, 3.4.2 План-график развития генерирующих мощностей с использованием ВИЭ В программу первого этапа модернизации включены объекты, запланированные в «Схе ме и программе развития Единой энергетической системы России на 2011-2017 годы» и инве стиционной программе ОАО «РусГидро» (Приложение № 34 п.1): Фиагдонская МГЭС мощно стью 5 МВт, Верхнебалкарская МГЭС мощностью 15 МВт, Зарагижская МГЭС мощностью 16 МВт, МГЭС «Чибит» в Алтайском крае мощностью 24 МВт, бинарный энергоблок первой очереди Мутновской ГеоТЭС (ГеоТЭС-1) мощностью 16 МВт, Северная ПЭС мощностью МВт;

ветропарк «Нижняя Волга» мощностью 185 МВт, Воркутинские ВЭС мощностью МВт, а также ВЭС, включенные в схему и программу перспективного развития электроэнерге тики Краснодарского края на период 2013-2017 годы мощностью 338 МВт (Приложение № п.2 и 3) и опытно-промышленные электростанции.

Особенность второго этапа состоит в том, что в этот период предполагается расширение строительства крупных промышленных электростанций на ВИЭ, таких как Калмыцкая ВЭС мощностью 150 МВт, нескольких ВЭС в Краснодарском крае суммарной мощностью более МВт, ряда МГЭС в Северокавказском федеральном округе, ряда БиоТЭС, предусмотренных в региональных инвестиционных программах, целевых программах по энергосбережению и по вышению энергоэффективности, стратегиях развития регионов, данных, полученных от испол нительных органов власти регионов, официальных предложений предприятий и инвесторов (Приложение № 34 п.2 и 3).

Планируемый ввод мощностей с использованием ВИЭ в период до 2020 года приведен в таблицах 3.4.3 и 3.4.4.

Всего за период 2011-2015 гг. планируется ввести 760,7 МВт, за период 2016-2020 гг.

2301,8 МВт новых мощностей, в целом в результате выполнения подпрограммы планируется ввод электростанций на ВИЭ установленной мощностью 3062,5 МВт.

Таблица 3.4.3 Планируемый ввод мощностей с использованием ВИЭ в период до года, МВт Итого Год ввода ВЭС МГЭС ГеоТЭС СЭС ПЭС БиоТЭС* (э) ВИЭ 2011 0 49 3 0 0 0 2012 0 9,5 0 0 0 0 9, 2013 119,6 43,7 13 0 0 0 176,3, 2014 98,9 7,4 0 0 12 0 118, 2015 119,6 0 50 0 0 0 404, 2016 98,9 0 0 0 0 0 98, 2017 0 0 0 0 0 0 2018 576,1 165 20 20 0 170 951, 2019 370 94,8 0 24 0 150 638, 2020 375 94 0 0 0 144 Итого 573,1 109,6 66 0 12 0 760, 2011- Итого 1420 353,8 20 44 0 464 2301, 2016- Итого 1993,1 463,4 86 44 12 464 3062, 2011- * - по данным, полученным от организаций лесопромышленного комплекса РФ Таблица 3.4.4 Планируемый ввод мощностей с использованием ВИЭ по регионам в пе риод до 2020 года, МВт Вводы мощности, МВт Регион РФ 2011-2015 гг. 2016-2020 гг.

ВЭС Волгоградская область 185, Республика Коми 50, Краснодарский край 338,1 515, Ставропольский край 100, Республика Калмыкия 150, Республика Карелия 100, Архангельская область 102, Вводы мощности, МВт Регион РФ 2011-2015 гг. 2016-2020 гг.

Мурманская область 101, Оренбургская область 50, Алтайский край 200, Приморский край 100, Республика Саха (Якутия) 1, Камчатский край 0, Ямало-Ненецкий автономный округ 0, 573,1 1420, Итого ВЭС ГеоТЭС Камчатский край 66, Республика Дагестан 10, Чеченская республика 10, 66,0 20, Итого ГеоТЭС ПЭС Мурманская область 12, 12,0 Итого ПЭС СЭС Ставропольский край 24, Краснодарский край 10, Чеченская республика 10, Итого CЭС 0 44, МГЭС Ставропольский край 14,2 4, Кабардино-Балкарская Республика 31,2 40, Республика Северная Осетия 5, Республика Алтай 24, Камчатский край 34, Республика Дагестан 80, Карачаево-Черкесская Республика 30, Чеченская республика 15, Республика Карелия 15, Красноярский край 50, Алтайский край 50, Пермская область 60, Республика Бурятия 9, Республика Саха (Якутия) 0, 109,6 353, Итого МГЭС БиоТЭС Республика Карелия 172, Архангельская область Ленинградская область 6, Вводы мощности, МВт Регион РФ 2011-2015 гг. 2016-2020 гг.

Вологодская область 25, Новгородская область 5, Тверская область 2, Владимирская область 1, Ярославская область 1, Кировская область 3, Республика Татарстан 5, Нижегородская область 2, Пензенская область 1, Курганская область 0, Краснодарский край 12, Республика Бурятия 1, Республика Саха (Якутия) 6, Приморский край 6, Сахалинская область 8, 0 464, ИТОГО БиоТЭС 760,7 2301, ИТОГО ВИЭ На двух модернизируемых БиоТЭС используется также каменный уголь.

3.4.3 Разработка и освоение инновационных технологий оборудования.

В связи с недостаточным развитием ряда отечественных технологий создания электро станций на ВИЭ, первоочередной задачей является создание опытно-промышленных станций и установок для апробации и отработки основных инновационных технических решений по их сооружению, эксплуатации и выбора эффективного оборудования. В качестве инновационных технологий создания электростанций на ВИЭ представляется целесообразным:

В области малой гидроэнергетики:

- разработка сверхнизконапорного горизонтального агрегата, работающего при напо рах 1,5-5,0 м с мощностью до 500 кВт (при напоре 1,5м), для использования низкопотенци альных водотоков в средней полосе Европейской части России;

- разработка агрегатов с ортогональными гидротурбинами для низконапорных малых ГЭС, позволяющих использовать диапазон напоров в 2-4 м при расходах до 5 м3/с;

- разработка типового ряда оборудования низконапорных мини-ГЭС с ортогональны ми гидроагрегатами;

- разработка методов и материалов, обеспечивающих повышенные надежность и дол говечность элементов проточных частей турбин малых ГЭС в условиях абразивного износа при эксплуатации в горной местности.

В области приливной энергетики:

- разработка, испытания и освоение серийного выпуска вертикальных многоярусных (трехъярусных) гидроагрегатов с ортогональными турбинами и освоение в условиях Севера на плавного способа производства работ;

- разработка нового типа энергетического оборудования и конструкций волновых элек тростанций;

- разработка технологии комбинированной выработки электрической энергии на основе использования энергии волн прилива и ветровых волн.

В области ветровой энергетики:

- освоение технологии создания и эксплуатации крупных сетевых ветроэлектростанций и технологии производства ветрогенераторов с горизонтальной осью мощностью 1-3 МВт;

- освоение технологии создания и эксплуатации ветродизельных систем (ВДЭС);

- освоение методик прогнозирования выработки ВЭС;

- разработка методов и технических средств управления режимами работы ВЭС в энер госистеме.

В области геотермальной энергетики:

- освоение и отработка технологии и оборудования в ходе опытно-промышленной экс плуатации бинарного энергоблока мощностью 2,5 МВт на Паужетской ГеоТЭС;

- освоение и отработка технологии и оборудования в ходе опытно-промышленной экс плуатации энергоблоков на вторичном паре Мутновской ГеоТЭС-1;

- разработка и освоение новых энергоблоков для ГеоТЭС мощностью 30-50 МВт;

- практическая реализация новой технологии создания геотермальной электростанции, сочетающей циркуляционную технологию извлечения глубинного тепла с использованием энергоустановок на низкокипящем рабочем теле.

В области биоэнергетики:

- освоение технологий производства электрической и тепловой энергии на основе пря мого сжигания или газификации древесных отходов;

- создание конкурентоспособного топочного устройства для отечественных паровых котлов на древесных отходах;

- освоение технологий и оборудования для заготовки, производства, подготовки, транс порта и хранения древесного топлива;

- исследование возможности и эффективности применения в условиях России ТЭС на основе органического цикла Ренкина, ТЭС с паропоршневыми двигателями, ТЭС с двигателями Стирлинга, исследование оптимальных схем и технологий комбинированного производства энергии с использованием биомассы древесины и других видов ВИЭ, освоение технологий производства оборудования для одновременного производства электрической и тепловой энер гии (когенерации) на основе прямого сжигания древесной биомассы;

- промышленное освоение и совершенствование оборудования биогазовых технологий с использованием биогаза для производства электрической энергии;

В области солнечной энергетики:

- освоение технологии создания и эксплуатации автономных СЭС в комбинации с ди зельными станциями;

- освоение технологии создания и эксплуатации сетевых СЭС на основе кристаллических кремниевых модулей и дешевых двухкаскадных -Si/µ-Si тонкопленочных фотоэлектрических модулей;

- освоение технологии производства солнечных электрических установок с концентра ционными модулями на основе солнечных элементов из трехпереходных каскадных GaInP/GaInAs/Ge наногетероструктур с КПД до 37-39%.

Перечень демонстрационных и опытно-промышленных установок возобновляемых ис точников энергии приведен в таблице 3.4.5.

3.4.4 Оценка общей потребности в основном оборудовании для развития ВИЭ Для реализации поставленных в подпрограмме задач требуется обеспечить организацию отечественного широкомасштабного производства эффективного, конкурентоспособного обо рудования для энергоустановок на ВИЭ в заданных программой объемах (Таблица 3.4.6).

Общестанционное оборудование:

- системы аккумулирования электроэнергии;

- системы регулирования напряжения и реактивной мощности;

- преобразовательные устройства для подключения электростанции к сетям;

- системы противоаварийной автоматики;

Для ВЭС:

- ветроагрегаты мощностью 1-3 МВт в объеме 284 МВт/год на втором этапе подпро граммы;

- ветроагрегаты мощностью 10-500 кВт для децентрализованных ВЭС и ВДЭС различ ной мощности.

Для ГеоТЭС:

На первом этапе подпрограммы:

- энергоблоки бинарного цикла мощностью 2,5 МВт в объеме 5 МВт;

- энергоблоки на вторичном паре мощностью 4 МВт – 2 блока;

- энергоблоки на геотермальном паре мощностью 25-50 МВт в объеме 50 МВт.

На втором этапе подпрограммы:

- энергоблоки бинарного цикла мощностью 2,5 - 5 МВт в объеме 20 МВт;

Для МГЭС:

- гидроагрегаты единичной мощностью 5-1000 кВт, 2 МВт, 5 МВт и 7,5 МВт в объеме МВт/год и гидрогенераторы соответствующих мощностей на первом этапе подпрограммы;

- гидроагрегаты модульного ряда различных типов в объеме 71 МВт/год и гидрогенера торы соответствующих мощностей на втором этапе подпрограммы.

Для ПЭС: для строительства Северной ПЭС, к концу первого этапа подпрограммы, в 2014 году, необходимо изготовить три ортогональных вертикальных трехъярусных гидроагре гата ОГА-5 мощностью 4 МВт каждый в составе:

- гидротурбины диаметром 5 м и высотой лопасти 5 м;

- синхронного генератора с номинальной частотой вращения 1000 об/мин;

- планетарного двухступенчатого мультипликатора.

Для БиоТЭС: оборудование для создания биоэнергетических установок и электростан ций различного типа в объеме 95 МВт/год на втором этапе подпрограммы Для СЭС: кремниевые фотоэлектрические модули– 20 МВт к 2018 году и 24 МВт к году.

Таблица 3.4.5 Перечень демонстрационных и опытно промышленных установок возобновляемых источников энергии Сроки выполнения Наименование и краткая харак № Место (объект) Ожидаемый масштаб НИОКР и поставки теристика демонстрационной СМР и п/п внедрения внедрения и эффект проектных оборудо технологии наладки работ вания 1 Ветроэнергетика. Краснодарский край, 2011-2012 гг. 2012 г. 2013 г. Освоение технологии создания и эксплуа Опытно-промышленная сетевая пос. Октябрьский тации крупных сетевых ветроэлектро ВЭС мощностью 45 МВт. Ейского района станций. Отработка технологий взаимо действия с энергосистемой, подготовка 2 Ветроэнергетика. Краснодарский край, 2011-2012 гг. 2013 г. 2014 г.

специалистов.

Опытно-промышленная сетевая пос. Мирный Ейско ВЭС мощностью 60 МВт. го района 3 Геотермальная энергетика. Камчатский край, 2009-2010 гг. 2011 г 2011 г Отработка нового способа получения Создание и отработка опытно- Паужетская Гео- электроэнергии от источников низкопо промышленного бинарного ТЭС тенциальной тепловой энергии.

энергоблока мощностью 2,5 Применение на ГеоТЭС, ТЭС и в локаль МВт на Паужетской ГеоТЭС. ных системах теплоэлектроснабжения.

Возможный масштаб 1000 МВт.

4 Геотермальная энергетика. Камчатский край, 2011 г. 2012 г. 2013 г. В настоящее время около 1000 т/ч сепа рата с t 1500С, добываемого на место Создание Опытно- Мутновская Гео промышленных энергоблоков ТЭС-1 рождении, не используется в технологи для увеличения установлен- ческом цикле Мутновской ГеоТЭС-1.

ной мощности первой очереди Повышение эффективности использова Мутновской ГеоТЭС (Гео- ния добываемого на Мутновском место ТЭС-1) за счет использования рождении теплоносителя на 26%.

тепловой энергии сбросного сепарата.

Установленная мощность МВт.

Выработка – 91 млн кВт·ч/год.

Сроки выполнения Наименование и краткая харак № Место (объект) Ожидаемый масштаб НИОКР и поставки теристика демонстрационной СМР и п/п внедрения внедрения и эффект проектных оборудо технологии наладки работ вания Геотермальная энергетика. Республика 2015 г. Практическая реализация новой техноло 5 2012гг. 2013- Опытно-промышленная Гео- Дагестан, гг. гии создания геотермальных электростан ТЭС мощностью 10 МВт на г. Южно- ций, сочетающей циркуляционную техно базе выработанных нефтяных Сухокумск логию извлечения глубинного тепла месторождений. (ПЦС) с использованием энергоустановок на низкокипящем рабочем теле. Возмож ный масштаб 1000 МВт.

Геотермальная энергетика. Чеченская Респуб- Получение электроэнергии с экономиче 2012г. 2012- 2014 Опытно-промышленная Старо- лика, г. Грозный скими показателями, сравнимыми с су 2013гг. 2015гг.

грозненская ГеоТЭС мощно- ществующими значениями для совре стью 10 МВт в Чеченской Рес- менных тепловых электростанций, рабо публике тающих на органическом топливе Разработка типовых технических реше ний для строительства ГеоТЭС на базе отработанных нефтегазовых месторож дений общей мощностью 90 МВт до г. в Чеченской Республике, Республике Дагестан, Ставропольском крае.

Приливные электростанции. Мурманская область, 2011-2012 гг. 2013 г. 2014 г. Создание вертикальных многоярусных Северная приливная станция. губа Долгая, Барен- ортогональных гидроагрегатов для работы Мощность 12 МВт, среднего- цево море на больших глубинах в створах будущих довая выработка – 18,8 млн Мезенской и Тугурской ПЭС.

кВт·ч. Освоение в условиях севера наплавного способа производства работ.

Электростанции на биотопливе. Красноярский край, 2011 г. 2012 г. Освоение технологий производства элек 7 2011г.

БиоТЭС мощностью 4 МВт на г. Лесосибирск трической энергии на базе сжигания дре отходах лесопиления. весных отходов. В качестве электрогене рирующей установки планируется паро винтовая машина.

Сроки выполнения Наименование и краткая харак № Место (объект) Ожидаемый масштаб НИОКР и поставки теристика демонстрационной СМР и п/п внедрения внедрения и эффект проектных оборудо технологии наладки работ вания Электростанции на биотопливе. Республика Карелия, 2013г. 2014 г. 2016 г. Освоение технологий производства элек БиоТЭС мощностью 18 МВт на г. Костомукша трической энергии на базе сжигания дре древесном топливе в ЖКХ на- весных отходов.

селенного пункта.

Электростанции на биотопливе. Республика Саха 2012 г. 2012 г. Освоение технологий производства элек 9 2011г.

БиоТЭС мощностью 2,0 МВт троэнергии на основе электрогенерирую (Якутия), на отходах лесопиления п.Таймылыр щей установки, созданной на базе газо (резервное топливо - богхеты, поршевого двигателя 6ЧН (8ЧН) произ уголь) водства ОАО «Волжский дизель им. Ма миных», и использующей в качестве топ лива низкокалорийный газ, полученный путем газификации сырья в процессе пи ролиза на газогенераторе собственного производства.

Опытно-промышленная Кисло- Ставропольский 2013 г. 2014 г. Освоение технологии создания и эксплуа 2012г.

водская СЭС установленной край, тации сетевых СЭС большой мощности на мощностью 24 МВт на основе г. Кисловодск основе кремниевых фотоэлектрических кремниевых фотоэлектриче- Площадка, выделяе- преобразователей в электроэнергию и соз ских преобразователей. мая под строитель- дание Всероссийского учебно-демон Расчетный отпуск электроэнер- ство СЭС на южной страционного центра солнечной энергети гии – 36,9 млн.кВтч/год. окраине Кисловод- ки Себестоимость отпускаемой ска, – 60 га Возможный масштаб - 50-100 МВт.

электроэнергии – 5, руб./кВтч Требуемый объем капитальных вложений – 3,82 млрд.руб.

Таблица 3.4.6 Общая потребность в основном оборудовании для развития ВИЭ и его производство Вид ВИЭ Основное оборудование Требуемые объ- Требуемые Основные заводы производители емы с 2011 по объемы с по 2020г 2015г ВЭС Ветроагрегаты мощностью 1-3 МВт. 115 МВт/год 284 МВт/год Планируется создание двухсторонних СП с участием ОАО «РусГидро», корпора (импорт) ции фирм «Роснано», «Vestas», «Siemens», «Wikov Wind» и др.

ОАО «Тяжмаш», г. Сызрань, ООО «Электротяжмаш-Привод», г. Лысьва, ООО «АГИС СТАЛЬ», г. Му ром, ОАО «Нефтемаш», ООО «ИЦ «Бреслер», ОАО «ВНИИР», ОАО «НПО «Промавтоматика» и др.

МГЭС Гидроагрегаты модульного ряда единичной мощно- 22 МВт/год 71 МВт/год МНТО «ИНСЭТ», ОАО «Тяжмаш», г.

стью от 5 кВт до 10 МВт Сызрань, ОАО «ТМЗ»

Стандартные турбины для малых ГЭС мощностью 0,5- ОАО «Силовые машины», ОАО «Урал 2 МВт, по заказу до 10МВт тяжмаш»

Гидрогенераторы мощностью от 250 до 15000 кВА 22 МВт/год 71 МВт/год Концерн "РУСЭЛПРОМ»

СЭС Фо- каскадный -Si/µ-Si тонкопленочный Опытные уста- ООО «Хевел», г. Новочебоксарск, Рес тоэлектри- новки публика Чувашия.

ческий 44 МВт из кристаллического кремния Опытные уста модуль новки концентраторный Опытные уста- Опытные ус- ЗАО «Новый Солнечный поток» и ФТИ новки тановки им. А.Ф. Иоффе ГеоТЭС Энергоблоки мощностью 2,5–5 МВт на низкокипя- 2 энергоблока 20 МВт ОАО «Калужский турбинный завод»

щем рабочем теле НПО «Спецнефтехиммаш»

ФГУП «Завод химмаш РАН».

Энергоблоки на вторичном паре мощностью 4 МВт 2 энергоблока Паровые энергоблоки 25 МВт 2 энергоблока ОАО «Калужский турбинный завод»

ОАО «Машиностроительный завод «ЗИО-Подольск»

Вид ВИЭ Основное оборудование Требуемые объ- Требуемые Основные заводы производители емы с 2011 по объемы с по 2020г 2015г ПЭС ОГА-5 (вертикальный трехъярусный) мощностью 4 3 агрегата (12 ОАО «ПО «Севмаш», НПО «Элсиб», за МВт МВт) вод «Киров-Энергомаш» и др.

БиоТЭС Опытные пар- 95 МВт (э)/год ОАО «Бийский котельный завод», ЗАО Древесная биомасса Модульные топочные устройства для котлов отечест- тии «Барнаульский котельный завод», ОАО венного производства, оборудование подготовки, хра- «Завод котельного оборудования», г.

нения и подачи топлива, паровые котлы и паровые Белгород, ЗАО «Спецмонтаж», г. Тверь, турбины для электрогенерирующих и когенерацион- ОАО «Калужский турбинный завод», ных установок прямого сжигания биомассы, газо- ООО «Ютрон-Паровые турбины», ЗАО поршневые установки, газогенераторы, газогенера- «Экоэнергетика», ОАО «Сафоновский торные электростанции. электромашиностроительный завод»

ООО и «Электротяжмаш-Привод»

Агробиомасса Биогазовые установки, газопоршневые установки «Электросила», ООО «Сигнал» и др.

ЗАО АФ «Перспектива», ФГУП «ММПП «Салют», «ПФК «Рыбинсккомплекс», ОАО «Волж ский дизель им. Маминых», «ЭМ Альянс», ООО «Сиприс»

3.4.5 Выбор типовых унифицированных проектов на основе ВИЭ.

Для МГЭС предлагается:

гидроагрегаты модульного ряда единичной мощностью от 5 кВт до 10 МВт;

гидрогенераторы мощностью от 250 до 15000 кВА;

для регионов Сибири и Северного Кавказа наиболее целесообразно использование вы соконапорных (H=250 – 450 м) и средненапорных (H=80 – 120м) агрегатов.

Для сетевых ВЭС в качестве основного оборудования планируется использовать ветро агрегаты мегаваттного класса (единичной мощностью 1-3 МВт), для децентрализованных ВЭС и ВДЭС – 0,3 – 1,5 МВт.

Для ГеоТЭС:

- энергоблоки на низкокипящих рабочих телах мощностью 4-5 МВт;

- энергоблоки на вторичном паре мощностью 4 МВт;

- энергоблоки на геотермальном паре мощностью 25-50 МВт.

Для ПЭС – типовой вертикальный многоярусный ортогональный гидроагрегат для рабо ты на глубинах до 30 м.

В рамках унификации проектов СЭС на основе фотоэлектрических систем, предлагаются следующие типы:

- крупные фотоэлектрические станции (10 МВт);

- средние фотоэлектрические станции (1-10 МВт);

- крупные крышные установки и системы автономного снабжения электроэнергией (0,1 1 МВт).

Фотоэлектрические станции и системы в свою очередь компонуются из отдельных фо тоэлектрических установок в диапазоне единичных мощностей от единиц до нескольких десят ков киловатт, содержащих типовые фотоэлектрические модули мощностью 60-240 Вт, и элек тротехнического оборудования.

Проекты для БиоТЭС, как правило, определяются требованиями конкретного потребите ля и местными условиями.

Для БиоТЭС на древесном топливе должны быть разработаны типовые проекты на годо вой ресурс топлива – 30 000, 50 000 и 100 000 м3. Каждый из проектов должен содержать вари анты, предусматривать возможность применения как турбин противодавления, так и турбин с производственными и/или отопительными отборами.

Основным оборудованием БиоТЭС для прямого сжигания биомассы являются паровые котлы и паровые турбины. Наибольшее распространение на предприятиях лесной и деревооб рабатывающей отраслях промышленности имеют паровые котлы паропроизводительностью и 25 т/ч с пароперегревателями, а также паровые турбины противодавления и с регулируемым отбором мощностью 0,5-6,0 МВт.

Для энергообъектов на биогазе, производимом из отходов предприятий АПК, необходи мо разработать типовые проекты модульных биостанций, с тем, чтобы при изменении числа модулей они могли бы быть использованы для свинооткормочных комплексов, птицефабрик и ферм крупного рогатого скота в широком диапазоне поголовья животных. Необходим типовой проект полностью автоматизированной биогазовой электростанции для индивидуального кре стьянского (фермерского) хозяйства.

Окончательный выбор типовых унифицированных проектов электростанций на основе ВИЭ для России будет сделан по результатам испытаний введенных в эксплуатацию опытно промышленных и демонстрационных электростанций, приведенных в таблице 3.4.5.

3.4.6 Ресурсное и нормативно-методическое обеспечение подпрограммы 3.4.6.1 Проектирование энергообъектов на основе ВИЭ Проектирование энергообъектов на основе ВИЭ будет осуществляться профильными проектными институтами.

Основные проектные организации:

ВЭС ОАО «НИИЭС», ООО «Активити», ОАО «Ростовтеплоэлектропроект», ОАО «Институт «Энергосетьпроект», ОАО «ВНИИР».

МГЭС – ОАО «Институт Гидропроект», ОАО «ВНИИГ им. Б.Е.Веденеева», ОАО «НИИЭС», ОАО «МосОблГидропроект».

ГеоТЭС ОАО «Ростовтеплоэлектропроект», ОАО «Зарубежэнергопроект», ОАО «Но восибирсктеплоэнергопроект».

СЭС ОАО «Ростовтеплоэлектропроект», компания «ВИЭКо» и существующие проект ные организации, имеющие опыт в данном виде деятельности.

ПЭС координацию работ по проектированию, исследованию и расчетам сооружений, конструкций и оборудования для ПЭС осуществляет ОАО «НИИЭС».

БиоТЭС – ЗАО «Промэнергопроект», ЗАО «Гипробум», ООО «НКЦ «Бийскэнергопро ект», ООО «Инженерная энергетическая компания «ИНЭКО», ОАО «Южный инженерный центр энергетики», корпорация «Биогазэнергострой», ЗАО «Невэнергопром-плюс».

3.4.6.2 Строительство и монтаж энергообъектов на основе ВИЭ Строительные и монтажные организации по каждому виду ВИЭ будут определяться по сле проведения проектных работ, также как и производители неосновного энергетического обо рудования.

Для МГЭС в связи с высокой степенью заводской готовности оборудования строитель ство и монтаж предусматривается производить силами местных специализированных строи тельных организаций.

Рациональным является объединение строительной базы группы малых ГЭС в единый блок с сокращением затрат по Главе 8 ССФР (Сводный сметный финансовый расчет).

Строительные и монтажные организации по возведению сооружений и по производству энергетического оборудования для ПЭС будут окончательно определяться после завершения согласования проектной документации в государственной экспертизе, также как и производи тели вспомогательного энергетического оборудования.

Для СЭС возможно осуществление строительства и монтажа объектов местными органи зациями.

3.4.6.3 Производство энергетического оборудования.

В России имеются конкурентные технологии, гидротехническое оборудование и опыт его изготовления, производственные возможности, которые способны частично удовлетворить потребность для дальнейшего развития малой гидроэнергетики. Основными производителями оборудования для малой энергетики являются ОАО «Тяжмаш» (г. Сызрань), ОАО «Силовые машины», научно-техническое объединение «ИНСЭТ» (г. Санкт-Петербург), группа предпри ятий «Энергомаш», концерн «РУСЭЛПРОМ», ОАО «ТМЗ» (г. Москва), объем производства оборудования малой энергетики определяется наличием заказа на его поставку для конкретной МГЭС. В последние годы в России выпускалось в среднем не более 20 МВт/год.

Геотермальное энергетическое оборудование производится Калужским турбинном заво дом (под конкретные проекты ГеоТЭС), на котором возможно осуществление производства турбогенераторов и конденсаторов для ГеоТЭС в соответствии с планом-графиком с возможной кооперацией с иностранными фирмами. ОАО «Машиностроительный завод «ЗИО-Подольск»

производит сепараторы и расширители. НПО «Спецнефтехиммаш» - теплообменники бинарных энергоблоков, ВКУ. Сборка энергоблоков будет осуществляться ФГУП «Завод химмаш РАН»

(Приложение № 34 п.4).

В настоящее время в России производственные мощности по изготовлению оборудова ния для ВЭС с ветроагрегатами мегаваттной мощности отсутствуют. Организацию производст ва компонентов ветроагрегатов после 2015 года планируется осуществить на ряде российских предприятий на существующей технологической базе с использованием трансферта технологий в кооперации (СП) с западноевропейскими партнерами (Приложение № 34 п.5). Организация производства ВЭУ, их компонентов и общестанционного оборудования ВЭС может быть осу ществлена на ОАО «Тяжмаш», г. Сызрань, ООО «Электротяжмаш-Привод», г. Лысьва, ООО «АГИС СТАЛЬ», г. Муром, ОАО «Нефтемаш», ООО «ИЦ «Бреслер», ОАО «ВНИИР», ОАО «НПО «Промавтоматика» и др.

Установки малой мощности до 100 кВт выпускаются рядом российских предприятий (около 20 фирм) в небольших объемах (менее 1 МВт/год).

Для производства основного гидросилового оборудования ПЭС предполагается исполь зовать мощности крупных отечественных предприятий: ОАО «ПО «Севмаш», НПО «Элсиб», завод «Киров-Энергомаш» и др.

В настоящее время на Кислогубской ПЭС функционируют гидроагрегаты мощностью 0,2 МВт и 1,5 МВт, которые были установлены при ее модернизации в 2006 году. Оборудова ние было изготовлено ОАО «ПО «Севмаш».

В России на ряде предприятий производятся только отдельные установки и оборудова ние, использующие биомассу для выработки электрической энергии, по своим параметрам со ответствующим мировому уровню. Сейчас в большинстве крупных проектов используются им портные установки, хотя наблюдается тенденция к активному развитию данного сегмента про изводства в России. В дальнейшем требуется переход от импортного оборудования к отечест венному за счёт загрузки имеющихся заводских мощностей.

В России выпуск такого оборудования может осуществляться на ряде предприятий, вы пускающих газопоршневые установки, использующие, как правило, природный газ, но часть из них предназначена для работы с биогазом. Это, например, «ПФК «Рыбинсккомплекс», выпус кающий установки мощностью до 350 кВт. Можно использовать мощности и на других пред приятиях (ОАО «Волжский дизель им. Маминых» выпускает установки до 600 кВт, ОАО «РУМО» до 1 МВт). Основными производителями паровых котлов на древесном топливе являются ОАО «Бийский котельный завод» и ОАО «Завод котельного оборудования», г. Белго род, где оно уже выпускается по конкретным заказам, также котельное оборудование может производиться на фирме ООО «Инженерная энергетическая компания «ИНЭКО», в ОАО «ЭнергоМашиностроительный Альянс». Паровые турбины производятся на ОАО «Калужский турбинный завод», ООО «Ютрон-Паровые турбины». Электрогенераторы могут производиться ОАО «Сафоновский электромашиностроительный завод», ООО «Электротяжмаш-Привод» и «Электросила» (филиал ОАО «Силовые машины»).

Рубительные машины для производства измельченного древесного топлива из низкока чественной стволовой древесины и различных видов кусковых отходов деревообрабатывающих производств выпускают ОАО «Петрозаводскбуммаш», г. Петрозаводск и ОАО «ГОЗБО», г. Гат чина.

ЗАО АФ «Перспектива» предлагает мощностной ряд газогенераторных установок от 0, до нескольких МВт, работающих на органических отходах. В ОАО «Волжский дизель им. Ма миных» для утилизации твердых органических отходов разработаны энергетические комплек сы на базе газогенератора пиролизного типа и паропоршневого двигателя мощностью до кВт.


Имеющихся производственных мощностей недостаточно, и их технологический уровень требует повышения Производство основного оборудования СЭС – фотоэлектрических модулей в России уже имеется на 7 предприятиях (Рязанский завод металлокерамических приборов, ООО «Фирма Солнечный ветер», ОАО «НПП «Квант», ЗАО «Телеком-СТВ» и др.), выпускающих серийную продукцию в больших объемах, суммарной мощностью около 15 МВт/год. Планируется в году завершение строительства крупного завода тонкопленочных фотоэлектрических модулей ООО «Хевел» в Республике Чувашия с объемом производства 130 МВт/год и реализация в году проекта по производству концентраторных модулей с объемом производства 85 МВт/год.

Более подробная информация по производителям энергетического оборудования содер жится в таблице 3.4.6.

3.4.6.4 Предложения по совершенствованию нормативно-методической базы.

Необходимо привести в соответствие с современными требованиями нормативную тех ническую документацию в сфере ВИЭ. В России существенным тормозящим фактором явля лось до последнего времени наличие небольшой нормативной базы для всех электростанций на ВИЭ, кроме малых ГЭС. В большей части для них нормативно-методическая база разработана.

Необходимо выполнить дополнительные разработки для учета специфики проведения проект но-изыскательских работ для малых ГЭС.

В 2008 – 2009 гг. были разработаны стандарты НП «ИНВЭЛ» в виде стандартов органи заций на энергетические установки и станции, использующие такие ВИЭ, как геотермальная энергия и энергия ветра.

В 2009 г. были утверждены стандарты:

- Ветроэлектростанции (ВЭС). Условия создания. Нормы и требования.

- Ветроэлектростанции (ВЭС). Организация эксплуатации и технического обслужива ния. Нормы и требования.

- Ветроэлектростанции (ВЭС). Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании. Нормы и требования.

- Геотермальные электростанции (ГеоТЭС). Условия создания. Нормы и требования.

- Геотермальные электростанции (ГеоТЭС). Организация эксплуатации и технического обслуживания. Нормы и требования.

- Геотермальные электростанции (ГеоТЭС). Охрана труда (правила безопасности) при эксплуатации и техническом обслуживании. Нормы и требования.

Создание указанных стандартов явилось основой для разработки соответствующих стан дартов национального уровня. В 2010 г. создан технический комитет по стандартизации ТК «Процессы, оборудование и энергетические системы на основе возобновляемых источников энергии», который сформировал перечень первоочередных национальных стандартов и пер спективную программу ТК по разработке национальных стандартов. Планируется до 2013 года разработать и утвердить более 60 национальных стандартов по ветроэнергетике, геотермальной, солнечной и приливной энергетике, из них 21 первоочередных включены в Программу разра ботки национальных стандартов в области энергетического оборудования на 2010-2013 годы Росстандарта, что позволит обеспечить выполнение подпрограммы развития ВИЭ в России нор мативной документацией. (Приложение № 34 п.6) В настоящее время нормативно-методическая база, регламентирующая проектирование, строительство и эксплуатацию ПЭС отсутствует.

ОАО «НИИЭС» готов начать разработку первоочередных сводов правил. В 2011 году запланированы работы над первоочередными документами (Приложение № 34 п.7).

Документы в ранге сводов правил позволяют в условиях отсутствия утверждённых Тех нических регламентов по безопасности ПЭС и национальных стандартов подтвердить (оценить) соответствие созданных сооружений ПЭС требованиям технических регламентов к продукции или к связанным с ними процессам проектирования (включая изыскания), производства, строи тельства, монтажа, наладки, эксплуатации.

Нормативные документы, разработанные в области солнечной электроэнергетики, и до кументы, разработка которых требуется для обеспечения дальнейшего ее развития, приведены в Приложении № 34 п.7.

Для электростанций на биотопливе должен быть принят и утвержден план-график разра ботки и введения в действие необходимых стандартов и регламентов: стандарты на древесное сырье для производства измельченного древесного топлива, на топливную щепу, методы изме рения и учета их количества и др.

3.4.6.5 Перечень приоритетных НИОКР Для успешной реализации данной подпрограммы целесообразно осуществить ряд науч но-исследовательских и проектно-конструкторских работ, создание демонстрационных станций на принципах государственно-частного партнерства.

В области ветроэнергетики:

1. Разработка методов оценки эколого-экономической эффективности проектов строи тельства систем энергообеспечения на основе энергии ветра.

2. Разработка методов и моделей оптимального размещения объектов генерации на ос нове энергии ветра.

3. Разработка методов и моделей комплексного децентрализованного обеспечения насе ленных пунктов электроэнергией на основе возобновляемых источников энергии.

4. Разработка принципов и систем аккумулирования электроэнергии для повышения эффективности и надежности энергообеспечения при неравномерных графиках выдачи и по требления мощности.

5. Разработка ВЭУ мощностью 2-3 МВт с использованием инновационных отечествен ных технологий и материалов в сотрудничестве с ведущими мировыми производителями. Сер тификация и подготовка серийного производства на базе российских предприятий.

6. Исследование ветроэнергетического потенциала перспективных площадок строитель ства ветроэлектрических станций на территории Российской Федерации с использованием со временных (инновационных) технологий.

7. Исследование и моделирование условий и режимов работы ветроэлектрических стан ций в энергосистемах различного типа.

8. Разработка конструктивных схем, принципов проектирования и размещения в энер госистемах комбинированных электростанций, функционирующих на основе совместного ис пользования различных видов ВИЭ, с учётом особенностей режимов их эксплуатации.

9. Разработка проектов стандартов для обеспечения создания и внедрения опытных об разцов гибридных энергетических и технологических комплексов на основе ВИЭ. 27.2 ОАО "НИИЭС".

(Основные исполнители НИОКР – ОАО «ЭНИН», ООО «ВЭС-ЮГ», НИЦ «Атмограф», ОАО «НИИЭС», ОИВТ РАН, ООО «АГИС Инжиниринг», ФГУ РНЦ «Курчатовский инсти тут») В области биоэнергетики:

1. Исследование и сравнение экономической эффективности существующих и перспек тивных технологий энергетического использования древесной биомассы.

2. Исследование и разработка конкурентоспособной технологии эффективного сжигания измельченного древесного топлива высокой влажности в топках паровых котлов отечественно го производства.

3. Разработка экологически безопасной технологии и оборудования, устраняющего се зонный характер заготовки древесной биомассы для БиоТЭС и загрязнение ее минеральными примесями.

4. Исследование условий экономической эффективности когенерации с использованием древесных топливных гранул (пеллет).

5. Разработка технологии и исследование экономической и экологической эффективно сти совместного сжигания древесного и ископаемого топлива на действующих тепловых элек тростанциях.

6. Создание конкурентоспособного на мировом рынке модульного топочного устройства для сжигания измельченного древесного топлива высокой влажности для паровых котлов Био ТЭС.

7. Создание конкурентоспособного на мировом рынке парового котла с модульным топоч ным устройством для сжигания измельченного древесного топлива высокой влажности для Био ТЭС.

8. Исследование технологии производства электрической энергии с использованием дре весного топлива на базе паропоршневых машин.

9. Исследование технологии производства электрической энергии с использованием дре весного топлива на базе двигателя Стирлинга.

10. Исследование возможности и эффективности применения в условиях России ТЭС на основе органического цикла Ренкина.

11. Мониторинг реализации подпрограммы «Развитие возобновляемых источников энер гии на период до 2020 года» по направлению «Электростанции на биотопливе».

Перечень демонстрационных проектов электростанций на биотопливе приведен в При ложении № 34 п.8.

В области приливной энергетики:

1. Создание и испытание в натурных условиях типового вертикального многоярусного ортогонального гидроагрегата для работы на глубинах до 30 м для строительства будущих Ме зенской и Тугурской ПЭС.

2. Освоение в суровых северных условиях наплавного способа производства работ.

3. Отработка посадки наплавных блоков на естественное основание.

В области солнечной энергетики:

1. Разработка универсальных конструкций для крепления и монтажа фотоэлектрических модулей на различных объектах.

2. Исследование и сравнение экономической эффективности использования фотоэлек трических модулей различного типа в условиях эксплуатации на территории Российской Феде рации.

3. Разработка технологии утилизации фотоэлектрических модулей.

4. Создание технологии производства текстурированного стекла для фотоэлектрических модулей с малым коэффициентом отражения.

5. Поиск и создание альтернативных материалов для замены тыльного стекла в фото электрических модулях.

6. Разработка технологии производства тонкоплёночных фотоэлектрических модулей на гибких подложках.

3.4.6.6 Кадровое обеспечение В России в настоящее время существует система подготовки кадров нетрадиционной энергетики. Основная специальность: «Нетрадиционные и возобновляемые источники энер гии». Подготовку по данной специальности осуществляют 9 ВУЗов в РФ, однако этого недоста точно. Также целесообразно ввести дифференциацию подготовки по отдельным направлениям:

гелиоэнергетика, биоэнергетика, ветроэнергетика и т.д.

3.4.7 Оценка стоимости развития ВИЭ Оценка стоимости развития ВИЭ осуществлялась на основании данных инвестиционной программы ОАО «РусГидро», технико-экономических и финансовых показателей планируемых к вводу объектов на ВИЭ и прогнозируемых усредненных стоимостных показателей по каждо му виду ВИЭ. Для ВЭС, ПЭС, БиоТЭС и ГеоТЭС в Чеченской республике использовались сум мы, указанные в проектах.


Для МГЭС с учетом снижения стоимости строительства по 4 % в год, исходя из стоимо сти сооружения МГЭС в 2012 году – 70 000 руб./кВт. Для Дагестанской ГеоТЭС было принято значение удельной стоимости 65 000 руб./кВт, для ГеоТЭС в Камчатском крае – 130 руб./кВт, для СЭС – 120 000 руб/кВт.

На выполнение подпрограммы требуется 193137,3 млн рублей, в том числе на первый этап – 78120,0 млн рублей, на второй – 115017,3 млн рублей.

Данные по стоимости развития ВИЭ в России до 2020 года приведены в таблице 3.4. Источники финансирования – бюджет, средства инвесторов.

Таблица 3.4.7 Оценка стоимости развития ВИЭ, млн рублей Вид ВИЭ 2011- 2015 гг. 2016-2020 гг. 2011-2020 гг.

ВЭС 57127,4 69723,3 126850, МГЭС 7792,6 18834,0 26626, БиоТЭС 500,0 20880,0 21380, ГеоТЭС 7602,0 1500,0 9102, ПЭС 5098,0 0,0 5098, СЭС 0,0 4080,0 4080, ИТОГО 78120,0 115017,3 193137, 3.4.8 Анализ рисков Необходимо отметить, что объемы вводимых мощностей будут существенно опреде ляться наличием нормативной базы РФ, предполагающей льготные виды поддержки работы установок на ВИЭ.

Для того чтобы сделать проекты по ВИЭ экономически окупаемыми, необходима выра ботка законодательных мер поддержки развития ВИЭ. Наличие такой базы, предполагающей стимулирование и поддержку работы объектов генерации на ВИЭ, является основным риском реализации данной подпрограммы.

Отсутствие подобных мер приведет к уменьшению активности в высокотехнологичном производственном секторе, снижению активности НИОКР, а так же к увеличению технологиче ского отставания страны на мировой арене.

В России такая законодательная база находится только в самом начале становления, и отдельные положения по стимулированию использования ВИЭ представлены в таких основных нормативно-правовых актах, как Федеральный закон от 23 ноября 2009 г. № 261 «Об энерго сбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдель ные законодательные акты Российской Федерации», Федеральный закон № 35 от 4.11.2007 «Об электроэнергетике», Постановление Правительства РФ «О квалификации генерирующего объ екта, функционирующего на основе использования ВИЭ» от 3 июня 2008 г. № 426 и др., где оп ределен набор источников энергии, относящихся к возобновляемым, обозначены основные ме ры поддержки развития электроэнергетики на ВИЭ, установлены целевые показатели объема производства и потребления электрической энергии (Приложение № 34 п.9).

В ноябре 2011 года были приняты поправки в ФЗ № 35-ФЗ «Об электроэнергетике», в которых:

- правительству РФ предоставлены полномочия определять «механизм стимулирования использования возобновляемых источников энергии путем продажи электрической энергии, произведенной функционирующими на их основе квалифицированными генерирующими объ ектами, на оптовом рынке по равновесным ценам оптового рынка с учетом надбавки, опреде ленной в порядке, установленном Правительством Российской Федерации, или путем продажи мощности квалифицированных генерирующих объектов в объеме производства электрической энергии на основе использования возобновляемых источников энергии с применением меха низма торговли мощностью, предусмотренного правилами оптового рынка для продажи мощ ности указанных генерирующих объектов»;

- «надбавка, прибавляемая к равновесной цене оптового рынка для определения цены электрической энергии, произведенной на функционирующих на основе использования возоб новляемых источников энергии квалифицированных генерирующих объектах» подлежит госу дарственному регулированию;

- определяется, что продажа мощности объектов на основе использования возобновляе мых источников энергии на оптовом рынке осуществляется по договорам купли-продажи, до говорам поставки мощности, а правительство РФ наделяется полномочиями определять усло вия этих договоров и периоды поставки мощности.

Для реализации подпрограммы в период 2012-2015 гг. необходимо в дополнение к су ществующим законодательным актам и нормативным документам принять комплекс мер по стимулированию производства электрической энергии генерирующими объектами, функцио нирующими на основе использования возобновляемых источников энергии, позволяющий сде лать проекты по ВИЭ экономически окупаемыми. В 2011 г. Минрегион РФ и Минэнерго Рос сии подготовили проект перечня нормативных документов, включенных в этот комплекс. В со ответствии с данным проектом эти документы в июне–декабре 2012 года должны быть подго товлены и приняты (Приложение № 34 п.10). Одним из исполнителей-разработчиков ряда нор мативных актов является Минрегион России.

3.4.9 Механизмы реализации подпрограммы Основным исполнителем подпрограммы является ОАО «РусГидро», на которое Прави тельством РФ возложены функции по развитию возобновляемой энергетики.

Финансирование мероприятий подпрограммы осуществляется в основном на средства внебюджетных источников (более 85%), частично из средств бюджетов субъектов (Приложение № 34 п.11) и средств федерального бюджета. Для реализации мероприятий подпрограммы бу дут привлекаться также средства международных организаций, российских и иностранных ин весторов.

Поддержка проектов подпрограммы также производится в рамках целевых программ субъектов РФ и отдельных федеральных целевых программ. В проекте государственной про граммы «Энергоэффективность и развитие энергетики» предусмотрены бюджетные ассигнова ния на реализацию подпрограммы «Развитие использования возобновляемых источников энер гии» на период с 2013 по 2020 год в размере 112,5 млрд рублей.

Возможно использование экономических механизмов, предусмотренных действующими международными соглашениями по предотвращению изменения климата, в том числе механиз ма Совместного Осуществления, предусмотренного Киотским протоколом, использование сис темы субсидий и грантов российских и международных организаций для ускорения внедрения новых технологий в области ВИЭ и энергоэффективности.

Условием успешной реализации подпрограммы является ввод в действие мер, преду смотренных ФЗ № 35-ФЗ «Об электроэнергетике» по поддержке использования ВИЭ и приня тыми подзаконными актами (Приложение № 34 п.9). Эти меры должны обеспечить инвестици онную привлекательность вложений в технологии и электростанции на основе ВИЭ.

Одним из ключевых механизмов реализации, обеспечивающих эффективное развитие возобновляемой энергетики в России, является дальнейшая разработка и принятие системы го сударственной поддержки использования ВИЭ, которая должна трансформироваться в систему подзаконных актов, определяющих экономику развития возобновляемых источников энергии.

Это - принятие нормативных документов, устанавливающих надбавку на цену электроэнергии, вырабатываемой ВИЭ, компенсацию стоимости технологического присоединения объектов к сетям, внесение соответствующих изменений в правила оптового и розничных рынков электро энергии и рынка мощности.

Необходимым условием для реализации основных мероприятий подпрограммы является принятие следующих Постановления Правительства РФ:

О порядке установления надбавки при определении цены электрической энергии, про изведенной на генерирующих объектах ВИЭ;

О мерах государственной поддержки реализации проектов в области использования ВИЭ;

О внесении необходимых изменений и дополнений в действующие документы (прави ла розничных рынков, оптового рынка, основы ценообразования), связанных с введением в дей ствие вышеперечисленных механизмов поддержки возобновляемой энергетики.

Другим важным условием реализации является разработка и принятие комплексной сис темы нормативной документации в области ВИЭ (Приложение № 34 п.6 и 7) Эффективность реализации подпрограммы также достигается за счет:

- субсидирования банковских ставок по кредитам на сооружение электростанций, использующих ВИЭ;

- льготного налогообложение предприятий на период строительства и окупаемо сти капитальных затрат на сооружение электростанций, использующих ВИЭ;

- формирования благоприятного инвестиционного климата, при котором формы под держки возобновляемой энергетики прописывается в законодательстве субъектов РФ об инве стиционной деятельности;

- развития организационных форм инновационной деятельности в области возобновляе мой энергетики;

- предоставления налоговых льгот при внедрении инновационных технологий в области возобновляемой энергетики;

- разработки финансовых схем реализации инвестиционных проектов в области возоб новляемой энергетики;

- введения системы «зеленых сертификатов», подтверждающих генерацию определен ного объема электроэнергии на основе ВИЭ.

В 2011-2014 гг. предполагается завершение уже реализуемых проектов в области ис пользования ВИЭ, проведение НИР и НИОКР по разработке инновационных технологий, со оружение опытно-промышленных и демонстрационных объектов, реализация специальных мер по развитию корпоративных технологических и технических условий развития возобновляемой энергетики, отработка опытных технологий и развитие производства оборудования как на ос нове отечественных разработок, так и с использованием трансферта технологий. С 2015 года, на основе результатов выполнения этих мероприятий, проводится сооружение крупных промыш ленных станций на базе оборудования и технологий энергомашиностроительных предприятий РФ.

3.5 Подпрограмма «Модернизация электросетевого комплекса на период до 2020 г.»

Паспорт подпрограммы «Модернизации электросетевого комплекса на период до 2020 г.»

Наименование подпрограммы Модернизация электросетевого комплекса на период до года Основания для разработки Энергетическая стратегия России на период до 2030 года (далее программы – Энергетическая стратегия), утвержденная распоряжением Правительства Российской Федерации от 13.11. 2009 г. № 1715 р;

Генеральная схема размещения объектов электроэнергетики до 2030 года, одобренная на заседании Правительства Российской Федерации 03.06.2010 г.;

Государственная программа Российской Федерации «Энерго сбережение и повышение энергетической эффективности на пе риод до 2020 года», утверждена распоряжением Правительства РФ от 27 декабря 2010 г. № 2446-р;

Протокол заседания Правительства Российской Федерации от 03.06.2010 № 24, п. № 5.

Ответственный исполнитель Министерство энергетики Российской Федерации подпрограммы Соисполнители подпрограм- ОАО «ФСК ЕЭС», ОАО «Холдинг МРСК», ОАО «РАО ЭС Вос мы тока», другие электросетевые организации Программно-целевые инстру- Схема и программа развития Единой энергетической системы менты подпрограммы России. Приказ Министерства энергетики Российской Федера ции от 15.07.2010 № 333.

Инвестиционная программа ОАО «ФСК ЕЭС» на 2010-2014 гг.

Приказ Министерства энергетики Российской Федерации от 12.11.2010 № 547.

Основная цель подпрограммы Стратегической целью подпрограммы является создание на дежного и эффективного электросетевого комплекса на базе инновационных технологий, обеспечивающего потребность экономики и населения страны в электрической энергии.

Задачи подпрограммы Программа модернизации включает в себя мероприятия по строительству и техническому перевооружению подстанций и линий электропередачи, а также мероприятия по замене отдель ных единиц оборудования с применением инновационных тех нологий.

Программой предусмотрены мероприятия по модернизации электрических сетей в следующих направлениях:

замена устаревшего и неэкономичного оборудования, состояние которого не соответствует современным техническим требованиям, условиям эксплуатации и режимам работы сетей;

совершенствование схем сети, повышение надежности работы электроустановок и электроснабжения потребителей;

улучшение качества электроэнергии;

снижение потерь электроэнергии;

снижение уровней воздействия электроустановок на окружающую среду;

снижение затрат, повышение уровня и качества работ по техническому обслуживанию и ремонту;

повышение уровня эксплуатации объектов;

создание автоматизированных систем управления тех нологическими процессами.

снижение потерь в ЕНЭС с 4,8 до 4,0 %, в распредели Целевые индикаторы и пока затели программы тельной сети – с 8,9 до 6,5 %;

снижение процента износа до 50 % в распределитель ной сети и до 45 % в ЕНЭС к 2020 году;

обеспечение проектного показателя балансовой на дежности на уровне 0,9991 к 2020 г.;

доведение показателей эффективности эксплуатации сетей к 2020 г. до уровня показателей эффективности сетевых компаний развитых стран;

обеспечение рентабельности инвестиций в сетевой комплекс на уровне рентабельности компаний с сопоставимыми рыночными рисками в Российской Федерации;

обеспечение привлечения необходимых средств для осуществления масштабной реновации основных фондов, ре зультатом которой будет повышение надежности и качества ус луг, увеличение эффективности деятельности сетевых компа ний;

внедрение инновационных технологий, соответствую щих лучшим мировым стандартам в области передачи и распре деления электрической энергии, на всех стадиях технологиче ского процесса.

Этапы и сроки и реализации 2011-2020 гг.

подпрограммы Объёмы инвестиций на реали- На всю подпрограмму требуется 3 276 млрд руб. в ценах зацию подпрограммы 2010 г., из них:

1 894 млрд руб. на строительство новых электросетевых объ ектов;

1 382 млрд руб. на реконструкцию и техническое перевоору жение существующих электрических сетей.

Ожидаемые результаты реали- Ввод новых электросетевых объектов в ЕНЭС:

зации подпрограммы ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 48,6 тыс. км, трансформаторной мощности – 126,7 тыс. МВА.

В распределительной электрической сети:

ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 95,3 тыс. км, трансформаторной мощности – 60,6 тыс. МВА.

Реконструкция оборудования в ЕНЭС:

ЛЭП напряжением 220 кВ и выше – 8,9 тыс. км, трансформаторной мощности – 115,8 тыс. МВА.

В распределительной электрической сети:

ЛЭП напряжением 220 кВ и ниже – 156,1 тыс. км, трансформаторной мощности – 79,9 тыс. МВА.

Проектный показатель балансовой надежности – нормативный показатель, характеризующий вероят ность бездефицитной работы энергосистемы за расчетный период времени, принимаемый при проекти ровании энергосистемы.

3.5.1. Характеристика текущего состояния основных производственных фондов электросетевого комплекса По состоянию на 01.01.2011 (по материалам информационно-аналитического доклада Минэнерго РФ «Функционирование и развитие электроэнергетики Российской Федерации в 2010 году») общая протяженность линий электропередачи воздушных (ВЛ) в одноцепном ис числении и силовых кабельных линий (КЛ) — в целом по электрическим сетям России (без учета филиала ОАО «Колымаэнерго» — Колымские электрические сети) составила 2614,2 тыс.

км.

Из них ВЛ 220 кВ и выше составили 154,3 тыс. км, ВЛ 35-154 кВ – 502,3 тыс. км, ВЛ 0,38-20 кВ – 1784,3 тыс. км, КЛ 35 кВ и выше – 2,8 тыс. км, КЛ 0,38-20 кВ – 170,5 тыс. км.

Линии электропередачи (ЛЭП), образующие ЕНЭС и участвующие в передаче электро энергии, составляют 5,2% общей протяженности ЛЭП по цепям, а ВЛ и КЛ, участвующие в рас пределении электроэнергии, — 94,8%.

По состоянию на 01.01.2011 в электрических сетях по передаче и распределению элек троэнергии насчитывалось 18 006 подстанций (ПС) напряжением 35 кВ и выше с мощностью установленных трансформаторов 678 тыс. МВА. Из них 3 ПС 1150 кВ мощностью 1082 МВА, 8 ПС 750 кВ мощностью 20 025 МВА, 109 ПС 500 кВ мощностью 122 425 МВА, 1 ПС 400 кВ мощностью 4 779 МВА, 62 ПС 330 кВ мощностью 28 388 МВА, 751 ПС 220 кВ мощностью 187596 МВА, 8035 ПС 110 кВ мощностью 257 538 МВА и 9037 ПС 35/6-10 кВ мощностью 58085 МВА.

В общем объеме ПС доля подстанций, относящихся к ЕНЭС, составляет 4,5 % по коли честву и 46,3 % по трансформаторной мощности, а доля подстанций, принадлежащих распреде лительным сетевым компаниям (РСК), — 95,5 % по количеству и 53,7 % по трансформаторной мощности.

ПС и ЛЭП напряжением 330-750 кВ являются системообразующими для Единой энерге тической системы России, а также обеспечивают межсистемные связи для устойчивой син хронной работы с энергосистемами соседних государств – Белоруссии, Украины, Казахстана, Азербайджана и стран Балтии. Структура сети 220-750 кВ способна обеспечивать надежное электроснабжение потребителей всех регионов РФ, однако отдельные крупные промышленные и жилые районы имеют в настоящее время недостаточно надежное электроснабжение.

Строительство большинства ПС и ВЛ напряжением 35 кВ и выше осуществлялось в 60 – 80-е годы, срок их эксплуатации достиг 30-50 лет и более при нормативном сроке службы ос новного оборудования 25 лет.

По состоянию на 01.01.2011 протяженность линий электропередачи ЕНЭС, эксплуати руемых более 40 лет, составила 31,0% от общей протяженности ВЛ ЕНЭС, 31 40 лет – 27,4%, 21-30 лет – 30,8% и до 20 лет – 10,8%.

Из общего установленного в ЕНЭС числа силовых трансформаторов напряжением кВ и выше выработали свой ресурс 57,2%. При этом наиболее высокая доля выработавших ре сурс трансформаторов наблюдается в классе напряжения 110 кВ (около 72%), а наиболее низкая доля трансформаторов со сроком службы свыше 25 лет — в классе напряжения 750 кВ (22,0%).

В табл. 3.5.1 приведены данные по сроку службы линий электропередачи и подстанций разных классов напряжения в ЕНЭС.

Потери электроэнергии в ЕНЭС в 2010 г. составили 22 526 млн кВт·ч или 4,79 % от ве личины отпуска электроэнергии из сети. Потери электроэнергии в РСК в 2010 г. составили 71381,1 млн кВт·ч или 8,94 % от величины отпуска электроэнергии в сеть.

Таблица 3.5.1 – Классификация по сроку службы линий электропередачи и подстанций напряжением 220 кВ и выше СРОК СЛУЖБЫ, ЛЕТ более 40 20 и менее 31-40 21- ВЛ, % 750 кВ 3 16 69 500 кВ 29 19 33 330 кВ 28 33 22 220 кВ 32 28 27 Трансформаторы (автотрансформаторы), % 750 кВ 0 17 62 500 кВ 1 17 40 330 кВ 3 30 40 220 кВ 12 26 35 В табл. 3.5.2 приведены обобщенные данные по состоянию распределительного сетевого комплекса (по данным ОАО «Холдинг МРСК»).

Таблица 3.5.2 Характеристика состояния электросетевого распределительного ком плекса Распределение отказов в зависимости от износа Возраст, лет Износ, % Доля, % оборудования Оборудование, отработавшее более одного норма- 80 100 % 4% тивного срока (подлежит замене в рамках Про граммы модернизации) Оборудование, отработавшее нормативный 60 80 % 48 % срок (подлежит замене в рамках Программы Реноваций) Оборудование, не выработавшее нормативный 40 56 % 48 % срок Средний 69 % 100 % Итого возраст 3.5.2 Основные направления совершенствования технологий и оборудования элек трических сетей Совершенствование технологий и оборудования в электрических сетях направлено на повышение эффективности и технического уровня электрических сетей, расширение освоения и внедрения в ЕЭС России новых эффективных инновационных технологий, в том числе:

высокоинтегрированных интеллектуальных электрических сетей нового поколения;

воздушных и кабельных линий и вставок постоянного тока;

управляемых электрических сетей переменного тока в ЕЭС России на базе гибких (управляемых) линий электропередачи переменного тока (устройств FACTS): управляемых шунтирующих реакторов (УШР), статических тиристорных компенсаторов (СТК), статических компенсаторов на базе полностью управляемых вентилей (СТАТКОМ), фазоповоротных уст ройств (ФПУ), управляемых устройств продольной компенсации (УУПК);



Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 | 6 |   ...   | 8 |
 





 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.