Фонд «Энергия без границ» определяет направления развития электроэнергетики и финансирует перспективные поисковые и прикладные исследования, научно-исследовательские, опытно-конструкторские и опытно-технологические работы (НИОКТР), цель которых - решение задач по инновационному развитию электроэнергетической отрасли.



/ "О предельных мощностях энергоблоков и электростанций при развитии ЕЭС России"
09.08.2016

"О предельных мощностях энергоблоков и электростанций при развитии ЕЭС России"

В связи с дискуссиями по поводу целевой
архитектуры Интеллектуальной энергети-
ческой системы (ИЭС) России, развиваю-
щейся на базе активно-адаптивной сети
(ААС) [1, 2], малой распределённой энергетики и
генерирующих источников на основе возобновляе-
мых источников энергии (ВИЭ), повысился интерес
к прогнозированию структуры ЕЭС в отношении
ключевых параметров электросетевых объектов
и электростанций средней и большой мощности.
В настоящее время под эгидой Минэнерго России и
под руководством ОАО «Системный оператор ЕЭС»
(СО ЕЭС) разрабатывается документ «Правила тех-
нологического функционирования электроэнергети-
ческих систем», во всех редакциях которого предъ-
являются требования к наибольшим мощностям
энергоблоков и электростанций, допустимым по
условиям надёжности функционирования электро-
энергетической системы (ЭЭС). Эти требования
приведены в табл. 1; в неё же для сравнения включе-
ны требования и других действующих документов.
Не вызывает сомнений, что какими бы темпами
ни развивались малая генерация на основе ВИЭ, на-
копители электроэнергии и другие элементы ИЭС
с ААС, именно традиционные1 электростанции
средней и большой мощности (тепловые, атомные,
гидравлические) были и останутся базовыми опор-
ными элементами ЭЭС с точки зрения обеспечения
балансовой и режимной надёжности электроснаб-
жения потребителей [3]. Это обусловлено не толь-
ко технико-экономическими закономерностями,
влияющими на оптимизацию инвестиций (связан-
ных, главным образом, с увеличением плотностей
потоков энергии на единицу конструктивных па-
раметров машин, оборудования и технологических
комплексов [4]), но и возможностями обеспечения
корректного планирования долгосрочного развития
ЭЭС (ЕЭС), а также эффективного оперативно-дис-
петчерского управления2.
Интересно отметить, что как следует, напри-
мер из [15], в отношении строительства ветровых и
солнечных электростанций также прослеживаются
тенденции не только увеличения единичных мощ-
ностей генерирующих элементов (что, впрочем,
не обещает резких количественных скачков даже в
долгосрочной перспективе), но и, в наиболее явном
виде, — электростанций на их основе. В последнем
случае уже в настоящее время речь идёт об установ-
ленных мощностях в несколько сотен мегаватт, а в
будущем планируются ветровые «фермы» и «пар-
ки», а также «гелиополя», мощность которых превы-
сит 1000—2000 МВт. Это развенчивает устойчивое
заблуждение, что возобновляемая энергетика —
это всегда распределённая (часто — дисперсная)
О предельных мощностях
энергоблоков и электростанций
при развитии ЕЭС России << В данной статье оцениваются вероятные предельные номинальные мощности
машин и оборудования энергоблоков ТЭС, ГЭС, АЭС, которые могут быть вос-
требованы в ЕЭС России, по условиям возможностей их создания и применения.
Рассмотрены также наиболь шие установленные мощности электростанций раз-
личных типов в пределах одной площадки, целесообразные с точки зрения инве-
стора и эксплуатанта.
А.Н. БРУСНИЦЫН, к.э.н., В.С. ЖУРАВЛЕВ, Л.К. ОСИКА, к.т.н.
Фонд «Энергия без границ» (Группа «Интер РАО»)
ЕЭС РОССИИ
1 «Conventional» — в англоязычной литературе.
2 Осика Л.К. О роли электростанций средней и большой мощности в составе интеллектуальной энергетической систе-
мы России // Известия НТЦ Единой энергетической системы, 2013, № 2 (69). С. 68—86.
23 № 1 │январь–февраль│ 2016
ЕЭС РОССИИ
Табл. 1. Требования нормативных документов к максимальной установленной электрической
и тепловой мощности энергоблоков и электростанций
Номенклатура
ограничений на
установленную
(номинальную)
мощность
энергоблоков и
электрических
станций
ВНТП-81.
Нормы технологического
проектирования тепловых
электрических станций
(утверждены Минэнерго
СССР 8.10.1981)
СО 153-34.20.118-2003.
Методические рекомендации по
проектированию развития энер-
госистем (утверждены Приказом
Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 281)
Проект.
Правила технологического
функционирования электро-
энергетических систем (раз-
рабатываются Минэнерго
РФ, доступны в справочно-
информационной системе
«Консультант Плюс»)
Требования к
максимальной
установленной
электрической
мощности
энергоблока ТЭС
Не предъявляются (для ОЭС
единичная мощность выбира-
ется возможно более крупной).
«6.1.Единичная мощность тур-
боагрегатов конденсационных
блоков на электростанциях,
входящих в объединенные
энергосистемы, выбирается
возможно более крупной для
данного вида топлива с уче-
том перспективного развития
объединенной системы, а на
элект ростанциях, входящих в
изолированные системы, — на
основе технико-экономическо-
го анализа с учетом величины
аварийного резерва и затрат на
сетевое строительство, а также
перспективного развития».
Не предъявляются
«3.5. Выбор типов и единичной мощ-
ности агрегатов сооружаемых и рас-
ширяемых тепловых электростанций
рекомендуется осуществлять с учетом
влияния повышения единичной мощ-
ности энергоблоков на уровень резерва
мощности энергосистем и пропускную
способность электрических сетей, ор-
ганизации эксплуатации и ремонтов,
автоматизированного управления ре-
жимами работы энергоблоков и элек-
тростанций в целом».
См. также графу «Примечания» для
данной строки таблицы.
Не предъявляются
Требования к
максимальной
установленной
электрической
мощности
энергоблока АЭС
Документ не распростра-
няется на проектирование
атомных, дизельных и гео-
термальных электростанций
Не предъявляются
1500 МВт
«11.2.2. …Единичная установ-
ленная электрическая мощ-
ность энергоблока атомной
электростанции не должна
превышать 1500 МВт».
Требования к
максимальной
установленной
электрической
мощности
конденсационных
электростанций
Не предъявляются
«3.1.1. Район или пункт стро-
ительства тепловой электро-
станции определяется схемой
развития энергосистем или
схемой теплоснабжения райо-
на. Выбор площадки для стро-
ительства, а также определе-
ние основных характеристик
электростанции производится
на основании технико-эконо-
мического сопоставления кон-
курирующих вариантов, вы-
полняемого в соответствии с
требованиями «Инструкции по
разработке проектов и смет для
промышленного строитель-
ства», а также соответствую-
щих глав строительных норм и
правил».
Не предъявляются
«3.4. Местоположение и возможная
мощность тепловых электростанций
(включая АЭС), направления техниче-
ского перевооружения действующих
электростанций определяются с уче-
том возможности размещения (земля,
вода), транспорта топлива, наличия ко-
ридоров для электрических (тепловых)
сетей, соблюдения норм и требований
охраны окружающей среды, радиаци-
онной и экологической безопасности.
Предельная мощность КЭС (ПГУ, АЭС)
должна выбираться исходя из миниму-
ма затрат на сооружение электростан-
ций с учетом выдачи и распределения
мощности, обеспечения экологических
требований. Расчет указанных затрат по
вариантам сооружения электростанций
должен осуществляться с учетом разви-
тия энергосистем, продолжительности
строительства, ввода и освоения мощ-
ности электростанций».
4800 МВт
«11.2.2. Установленная мощ-
ность сооружаемых конден-
сационных тепловых электро-
станций не должна превышать
величину 4800 МВт».
Требования к
максимальной
установленной
электрической
мощности АЭС
Документ не распростра-
няется на проектирование
атомных, дизельных и гео-
термальных электростанций
Не предъявляются
4800 МВт
«11.2.2. Установленная мощ-
ность сооружаемых атомных
электростанций не должна пре-
вышать величину 4800 МВт».
№ 1 │январь–февраль│ 2016 24
ЕЭС РОССИИ
Номенклатура
ограничений на
установленную
(номинальную)
мощность
энергоблоков и
электрических
станций
ВНТП-81.
Нормы технологического
проектирования тепловых
электрических станций
(утверждены Минэнерго
СССР 8.10.1981)
СО 153-34.20.118-2003.
Методические рекомендации по
проектированию развития энер-
госистем (утверждены Приказом
Минэнерго РФ от 30.06.2003 № 281)
Проект.
Правила технологического
функционирования электро-
энергетических систем (раз-
рабатываются Минэнерго
РФ, доступны в справочно-
информационной системе
«Консультант Плюс»)
Требования к
максимальной
установленной те-
пловой мощности
ТЭЦ и единичной
установленной
электрической и
тепловой мощно-
сти теплофикаци-
онных агрегатов
Не предъявляются (единич-
ная мощность выбирается
возможно более крупной)
«6.2. Единичная мощность и
тип теплофикационных агрега-
тов на ТЭЦ, входящих в энерго-
системы, выбираются возмож-
но более крупными с учетом
характера и перспективной
величины тепловых нагрузок
района».
Не предъявляются
«3.6. Обоснование целесообраз-
ности сооружения ТЭЦ, выбор
типа и единичной мощности агре-
гатов рекомендуется осуществлять
специализированным проектным
организациям с учетом уровня и
концентрации тепловых нагрузок,
динамики их роста, объемов и ре-
жимов выработки электроэнергии
в теплофикационном и конденса-
ционном режимах, эффективности
выработки электроэнергии в кон-
денсационном режиме по сравне-
нию с поставками электроэнергии
с оптового рынка».
3000 Гкал/ч
«11.2.2. … Для
теплоэлектроцентралей
величина установленной
тепловой мощности не
должна превышать
3000 Гкал/ч».
генерация, непременный атрибут Smart Grid (Micro
Grid) локального масштаба.
Долгосрочное и среднесрочное проектирование
развития ЕЭС России законодательно закреплено за
СО ЕЭС, носит скользящий характер и осуществля-
ется, согласно действующей нормативно-правовой
базе, двумя путями:
• при реализации внутрисистемных мероприятий,
заложенных в регламентированных документах
планирования электроэнергетики федерального
или регионального уровней3 (таких как «Схема
и программа развития Единой энергетической
системы России»);
• при осуществлении технологического присоеди-
нения электроустановок генерирующих компа-
ний и потребителей электроэнергии к электри-
ческой сети.
На первый взгляд, в условиях как рыночной, так
и плановой экономики, если проектировать развитие
«снизу», от инвестиций в строительство электро-
станций без заданных нормативных ограничений,
сделать вывод об объективных пределах единичных
мощностей энергоблоков и станций не представ-
ляется возможным вследствие, с одной стороны,
превалирующего влияния интересов инвесторов,
зависящих от экономической ситуации в стране,
а с другой стороны, — достаточно непредсказуемых
результатов исследования последствий интеграции4
генерирующих объектов в ЭЭС.
Максимальная единичная номинальная мощ-
ность энергоблоков i-ой электростанции (РНБ
i ) в ЭЭС
является для инвестора оптимизируемым параме-
тром, который должен учитывать, с одной стороны,
сумму интервальных дисконтируемых затрат на ка-
питальное строительство за период ТС(CТС
ΣС), сумму
интервальных дисконтируемых затрат за период
расчетной эксплуатации ТЭ(ОТЭ
ΣЭ ), а с другой сторо-
ны — интервальные дисконтированные доходы от
продаж электрической энергии, мощности и плат-
ных услуг по повышению системной надежности за
период ТЭ(МТЭ
ΣЭ):
F(РНБ
i) = МТЭ
ΣЭ – (CТС
ΣС + ОТЭ
ΣЭ) → max (1)
при известных инфраструктурных и технологи-
ческих ограничениях [8].
Очевидно, что для ЭЭС РМБ
= Max{РMБ
i}.
Рыночные (экономические) ограничения по мак-
симальной мощности станции РМ
Ст для инвестора
проявляются через: объёмы продаж электроэнергии
и мощности; эффективность управления создавае-
мыми активами. При этом если расширение продаж
не вызывает сомнений, в рыночной экономике инве-
стор предпочтёт наиболее эффективный вариант, то
есть энергоблоки как можно большей мощности (так
как существует хорошо известная закономерность
3 Постановление Правительства РФ от 17.10.2009 № 823 «О схемах и программах перспективного развития электро-
энергетики».
4 В зарубежной литературе [15] генерирующий источник (включая тот, что функционирует на основе ВИЭ), безопасно
интегрируемый в ЭЭС, характеризуется как «дружественный для сети».
25 № 1 │январь–февраль│ 2016
ЕЭС РОССИИ
повышения технико-экономических параметров
однотипных машин и оборудования при увеличении
номинальных мощностей). Ведь законы техники и
экономики не зависят от политической конъюнкту-
ры и связанного с ней бизнеса: увеличение мощ-
ности всегда влечёт за собой рост эффективности и
уменьшение удельных капитальных и эксплуатаци-
онных затрат, что, безусловно, привлекательно для
серьёзного инвестора даже, как показано выше, в об-
ласти генерации на основе ВИЭ.
В то же время на РМБ
оказывают влияние техно-
логии изготовления и применения (в составе ЭЭС)
энергоблоков. В отношении РМ
Ст очевидно, актуален
только предел по технологическому применению
станций.
Возможности изготовления промышленных об-
разцов машин и оборудования предельных пара-
метров в рамках определённой технологии преоб-
разования первичной энергии (органического или
ядерного топлива, возобновляемой) в электриче-
скую определяются, как правило, прочностными
условиями, на которые в наибольшей степени вли-
яют свойства материалов, размеры и воздействия
(скорости и ускорения вращения машин, давления,
температуры и пр.). Например, для однопоточных
паровых турбин существует зависимость [13] наи-
большей мощности от размеров лопаток последней
ступени, которые, в свою очередь, определяются на-
чальными и конечными параметрами пара.
Фактор технологического применения выра-
жается в соответствующем электросетевом строи-
тельстве («схема выдачи мощности»), которое тес-
но связано с разработкой и реализацией системных
ограничений и мероприятий, связанных с авариями,
приводящими к отключению агрегатов мощностя-
ми РМБ
и РМ
Ст , с целью сохранения разумного качества
электроснабжения потребителей в послеаварийных
режимах. В данном случае необходимо иметь в виду
следующие обстоятельства.
Во-первых, один агрегат первичного преобра-
зования энергии (реактор, котёл) топлива (ядер-
ного, органического) может обеспечивать работу
нескольких агрегатов вторичного (электромехани-
ческого) преобразования энергии рабочего тела в
электрическую, то есть турбоагрегатов5. Например,
в состав парогазовой установки (ПГУ) зачастую
входят несколько первичных преобразователей
энергии газа — газовых турбин (ГТ) и, как прави-
ло, одна паровая турбина (ПТ), питающаяся паром
от котлов-утилизаторов (КУ). При этом внезапное
отключение одного генератора (по внешним причи-
нам, связанным с нарушениями нормальных элек-
трических режимов в ЭЭС, а также по внутренним
причинам на станции) либо вызовет либо не вызовет
дальнейшее отключение генераторов такого состав-
ного энергоблока, что обусловливается его устрой-
ством и ограничениями, наложенными при проекти-
ровании на технологические режимы оборудования.
Например, в ПГУ, выполненной по широко распро-
странённой схеме 2×(ГТ+КУ)+ПТ отключение гене-
ратора ГТ не приводит к полному останову энерго-
блока, тогда как отключение ПТ требует отключения
и обеих ГТ, если они не снабжены специальными
байпасными (в обход КУ) жаропрочными газохода-
ми и выхлопными трубами, что не применяется в на-
шей стране для мощных ПГУ из-за существенного
удорожания стоимости строительства.
Во-вторых, следует принимать во внимание, что
даже при проектном алгоритме локализации возму-
щения только отключением одного генератора со-
ставного энергоблока всегда повышается риск его
полного отключения (всеми генераторами) из-за
отказов технологической автоматики и систем регу-
лирования. Полное отключение составного энерго-
блока возможно и при авариях в главной схеме элек-
трических соединений станции.
Поэтому в целях проектирования развития ЭЭС
целесообразно рассматривать в качестве расчётных
аварий потерю всей мощности, связанной техно-
логией первичного и вторичного преобразования
энергии в одном агрегате, то есть энергоблока, а
также, гораздо менее вероятную посадку станции
«на ноль» (что можно рассматривать уже в качестве
чрезвычайной ситуации).
Установление значений вышеназванных преде-
лов мощности дают возможность декомпозиции
рассматриваемой задачи оценки РМБ
и РМ
Ст на три фор-
мально не связанные между собой более простые за-
дачи. В их число входят: определение значений этих
величин по условию изготовления оборудования,
по условиям технологического применения и ры-
ночных ограничений. Каждая из этих задач может
решаться не только конкретными аналитическими
расчётами, но и с привлечением статистических ин-
струментов и экспертных прогнозов.
Разумеется, самым неопределённым является
решение последней задачи, так как спрос на элек-
троэнергию и мощность крупных генерирующих
источников будет определяться не только в про-
цессах текущего спроса (балансирующего рынка)
5 Имеет место и обратное: так называемый дубль-блок (двухкорпусный котлоагрегат), который работает на одну паро-
вую турбину. Но данный случай не представляет интереса для рассматриваемой темы, так как возмущение в ЭЭС
при потере одного корпуса котлоагрегата меньше наиболее тяжёлого возмущения — потери всего блока.
№ 1 │январь–февраль│ 2016 26
и краткосрочного планирования, но и структурой
электроэнергетики в целом — соотношением малой
распределённой генерации (МРГ) и большой гене-
рации, энергоэффективностью и энергосбережени-
ем, параметрами графиков потребления, объёмом
вводимой генерации на основе ВИЭ и т.п.
При исследованиях оказываются плодотворны-
ми также два полученных с помощью эмпириче-
ского инструментария постулата: об оптимальности
принятых технических и инвестиционных решений
на всех исторических этапах развития энергетики
и о неухудшении в будущем условий технологиче-
ского применения энергоблоков и электростанций
предельных мощностей, достигнутых в настоя-
щее время. Последний постулат может показаться
спорным, в частности, из-за таких интегральных
эффектов воздействия генерирующих источников
на ЕЭС, как уровень токов короткого замыкания в
электрических сетях или многочастотность и интен-
сивность электромеханических переходных процес-
сов. Однако анализ данных проблем в ЕЭС России
показывает, что практически всегда можно найти
приемлемые решения любой подобной проблемы с
помощью применения специальных схем электри-
ческих соединений, достаточно доступного токо-
ограничивающего оборудования и противоаварий-
ной автоматики — то есть «сетевыми» способами.
Об этом же говорит и зарубежный опыт. В частно-
сти, соотношение наибольшей возможной аварийно
теряемой генерирующей мощности и максимальной
нагрузки ЭЭС в ряде стран (например, на Тайване
или в Японии) гораздо более неблагоприятно, чем в
ЕЭС, однако упоминаний в публичных источниках
о больших проблемах с надёжностью или о частых
катастрофических авариях в них не было.
Следовательно, рассмотренные выше декомпози-
ция задач, постулаты и статистическая информация о
структурах ЕЭС и зарубежных ЭЭС в отношении РМБ
и РМ
Ст , а также информация о достигнутом и перспек-
тивном уровнях энергомашиностроения позволяют:
• оценить достижимый, по крайней мере, в сред-
несрочной перспективе технологический уро-
вень создания машин и оборудования с учётом
экономических факторов их производства — для
максимальных единичных мощностей энерго-
блоков;
• сделать заключение о границах экономической
целесообразности крупномасштабного стро-
ительства генерирующих источников — для
максимальных мощностей электростанций в
пределах одной площадки (на основе оценки
максимальных единичных мощностей энерго-
блоков, а также опыта строительства и эксплуа-
тации электростанций большой мощности, в том
числе с учётом их ресурсной управляемости и
управляемости активами);
• сделать предварительные (но весьма вероятные)
выводы о допустимости технологического при-
менения генерирующих объектов с РМБ
и РМ
Ст ,
достигнутых в настоящее время значений (при-
няв во внимание отечественный и зарубежный
опыт оперативно-диспетчерского управления
электростанциями и энергоблоками, имеющими
максимальные относительные мощности в су-
ществующих энергообъединениях).
Приведём эти сугубо предварительные и, глав-
ным образом, качественные оценки, в дискуссион-
ных целях, так как авторы понимают всю сложность
конкретного проектирования развития ЕЭС (вклю-
чая схемы выдачи мощности электростанций) и от-
ветственность уполномоченных субъектов электро-
энергетики за обеспечение надёжности и качества
электроснабжения потребителей на всех этапах
планирования покрытия спроса на электроэнергию
и тепловую энергию (в когенерационном цикле).
Ниже излагаются некоторые пояснения к оценкам
РМБ
и РМ
Ст , которые даны в табл. 2 (энергоблоки) и
табл. 3 (электростанции).
По данным Минэнерго России6, по состоянию на
конец 2011 г., которое не изменилось принципиаль-
ным образом и сегодня, доля конденсационных энер-
гоблоков единичной мощностью 150—1200 МВт в об-
щей установленной мощности ТЭС составляла около
42,4%. Наиболее распространённым оборудованием
являлись энергоблоки единичной мощностью 200 и
300 МВт, доли которых в суммарной установленной
мощности ТЭС были соответственно равны 11,2 и
15,9%. На ТЭЦ основную долю оборудования состав-
ляли теплофикационные энергоблоки на давление
пара 130 кгс/см2 без промперегрева: 30,8%. Мощность
наиболее современного оборудования на давление
пара 240 кгс/см2 достигала 31,3% от суммарной уста-
новленной мощности всего оборудования ТЭС.
В России самым крупным энергоблоком ТЭС, экс-
плуатирующимся в настоящее время, является энер-
гоблок № 9 Костромской ГРЭС номинальной мощ-
ностью 1200 МВт с паровой турбиной К-1200-23,5-3
производства ЛМЗ (1978 г.) и турбогенератором типа
ЕЭС РОССИИ
6 Седьмой выпуск ежегодного публичного информационно-аналитического Доклада о функционировании и разви-
тии электроэнергетики Российской Федерации, посвящённый итогам работы отрасли в 2011 г. Доклад подготовлен
Министерством энергетики Российской Федерации в сотрудничестве с ЗАО «Агентство по прогнозированию балан-
сов в электроэнергетике» (ЗАО «АПБЭ»), ОАО «СО ЕЭС», ОАО «ФСК ЕЭС», НП «Совет рынка» и «Общероссийским
отраслевым объединением работодателей электроэнергетики» (Объединение РаЭл).
27 № 1 │январь–февраль│ 2016
ЕЭС РОССИИ
Табл. 2. Крупнейшие единичные мощности эксплуатируемых, строящихся и перспективных
энергоблоков для различных типов электростанций
Энергоблоки
станций
Максимальная
достигнутая мощность
эксплуатируемых
и строящихся
энергоблоков, МВт
Максимальная
прогнозируемая мощность
новых энергоблоков в
России, МВт
(экспертная оценка)
Примечание
в мире в России
АЭС 1750
1250 (1255)
(ВВЭР-
ТОИ)
1250 (1255) — ВВЭР-ТОИ
Долгосрочная перспектива:
1600 — для реакторов на бы-
стрых нейтронах
Компания Alstom освоила
выпуск для АЭС паровых
турбин Arabelle номиналь-
ным мощностным рядом
до 1900 МВт и генераторов
Gigator также мощностным
рядом до 1900 МВт.
ТЭС на угле 1100 800 1100—1200 (ССКП)
Наиболее вероятная мощ-
ность ССКП, построенная
на российском оборудова-
нии 600—700 МВт.
ТЭС на газе
(ПСУ) — 1200 — Строительство энергоблоков
ПСУ не планируется
ПГУ
утилизационного
типа — ГТ
375 290
400
470 (возмож-
ная перспек-
тива)
1200
(2×ГТ+1×ПТ)
ПГУ-800 МВт
на Киришской ГРЭС
является в настоящее
время самой крупным
энергоблоком этого типа в
России, выполненным по
схеме (2×ГТ+1×ПТ).
ПГУ
утилизационного
типа — ПТ
304
(в составе
дубль-
блока ТЭС
Banadirma,
Турция)
260
400
470 (возмож-
ная перспек-
тива)
1400
(2×ГТ+1×ПТ)
(возможная
перспектива)
ГЭС 812 640 1000—1100 —
Табл. 3. Крупнейшие единичные электрические мощности эксплуатируемых, строящихся
и перспективных электростанций различных типов
Энергоблоки станций
Максимальная до-
стигнутая мощность
эксплуатируемых и
строящихся электро-
станций, МВт
Максимальная про-
гнозируемая мощность
электростанций в
России, МВт (эксперт-
ная оценка)
Примечание
в мире в России
АЭС 8 212 4000
5000 (4×ВВЭР-ТОИ)
Долгосрочная
перспектива:
6400 (4×БН-1600)

ТЭС на угле 5 780 3 800 4400 (4×1100) — 4800
(4×1200) —
ТЭС на газе
Паросиловые установки
(ПСУ) (совместно с ПГУ)
5 040 5600
4000—5000 (с разными
единичными мощностя-
ми ПГУ).
Строительство новых
электростанций с ПСУ на
газе не планируется.
ГЭС 22 500 6 400
1300 МВт в
среднесрочной
перспективе.
Пока самым крупным
из публично обсуждаемых
проектов за последние
10 лет является строительство
Эвенкийской ГЭС мощно-
стью от 8000 до 12000 МВт.
№ 1 │январь–февраль│ 2016 28
ЕЭС РОССИИ
Т3В-1200-2А. Напомним, что данная турбина при от-
ключении подогревателей высокого давления была
рассчитана на повышение мощности до 1400 МВт.
График структуры генерирующих мощностей
России К% = F(РМ
L,Б ), где РМ
L,Б — мощность энергобло-
ков всех электростанций, равная или большая, чем
L при мощностном ряде 1200, 800, 500 МВт и т.д., а
К% — относительный состав энергоблоков, начиная
с элемента мощностного ряда и выше, который при-
ведён на рис. 1. На рис. 2 представлен тот же график,
но только в отношении мощных конденсационных
ТЭС (без учёта ГЭС, АЭС и ТЭЦ) за 19927 и 20116
годы, который наглядно демонстрирует сохранение
тенденции изменения показателей на протяжении
двадцати лет.
Данный вид графической зависимости позволяет
наглядно оценить структуру единичных мощностей
энергоблоков в любой ЭЭС, а также проследить в ди-
намике принципиальные изменения в этой структуре.
По состоянию на конец 2015 г. наибольшую
установленную мощность среди ТЭС России име-
ет Сургутская ГРЭС-2 (газ, 5600 МВт), а среди ги-
дравлических станций — Саяно-Шушенская ГЭС
(6400 МВт). Самая крупная угольная станция —
Рефтинская ГРЭС установленной мощностью
3800 МВт, наибольшая достигнутая мощность
АЭС — 4000 МВт на Ленинградской, Балаковской,
Курской и Калининской АЭС.
Достигнутый уровень предельных мощностей за-
рубежных энергоблоков и станций примерно соответ-
ствует аналогичным показателям в России. Самыми
большими угольными электростанциями являются:
Taichung Power Plant (Тайвань) — 5780 МВт; Tuoketuo
Power Station (Китай) — 5400 МВт; Белхатувская
ТЭС (Польша) — 5258 МВт. На них установлено те-
пломеханическое оборудование на суперсверхкрити-
ческие параметры пара8 (ССКП).
Если рассматривать динамику газотурбинного
энергомашиностроения, номинальные мощности
энергоблоков ПГУ достаточно быстрыми темпами
приближаются к номинальным мощностям угольных
энергоблоков [12], хотя ещё десятилетие назад они
значительно отставали по этому параметру. Причём,
очевидно, что самые крупные из ПГУ представля-
ют собой дубль-блоки (например, блок мощностью
919 МВт с газотурбинными установками (ГТУ) моде-
ли M701F4 фирмы MHI на ТЭС Banadirma, Турция).
Если фирма MHI9 успешно завершит проект созда-
ния ГТУ модели M701J мощностью 470 МВт [11], то
дубль-блок на её основе будет иметь номинальную
мощность около 1400 МВт, что значительно превос-
ходит единичные мощности намечаемых к строи-
тельству угольных энергоблоков. Ещё более высокого
энергетического уровня ГТУ достигла фирма General
Electric: модель 9HA.02 анонсируется номинальной
мощностью 510 МВт, что даёт потенциальную воз-
можность строительства дубль-блоков ПГУ установ-
ленной мощностью около 1500 МВт.
Тем не менее, основной мировой и отечественной
тенденцией является строительство одновальных
ПГУ (моноблоков) в диапазоне 400—600 МВт [9]
с возможностью увеличения верхнего диапазона
этих мощностей до 700 МВт, что обусловлено как
90
80
70
60
50
40
30
20
10
0
60 МВт
100 МВт
200 МВт
300 МВт
500 МВт
800 МВт
1000 МВт
Блоки
Рис. 1. Доля энергоблоков различной
мощности в структуре генерирующих
мощностей России
7 Щеглов А.Г. Стратегия развития тепловых электростанций на территории России. Таблица 1.2. Показатели работы
групп энергоустановок ТЭС России за 1992 год, с. 18.
8 Как правило, это давление и температура острого пара (пара промперегрева): со значениями соответственно 25–
28 МПа и 590–610°С.
9 Mitsubishi Heavy Industries Ltd, Япония.
50
40
30
20
10
0
150 МВт
200 МВт
800 МВт
Блок
1992 год
2011 год
К%
Рис. 2. Доля энергоблоков КЭС различной
мощности в отношении мощных
конденсационных ТЭС (без учета ГЭС, АЭС
и ТЭЦ) за 1992 и 2011 годы
К%
29 № 1 │январь–февраль│ 2016
ЕЭС РОССИИ
вышеизложенными темпами прогресса в развитии
газотурбостроения [10, 11], так и приемлемыми для
генерирующих компаний затратами на строитель-
ство с учётом рыночных ограничений.
В данной области для России в настоящее время
следует учитывать и политический фактор — курс
на импортозамещение и ориентацию на отечествен-
ные газовые турбины, реальный класс мощности
которых в ближайшее десятилетие вряд ли превы-
сит диапазон 180—200 МВт (заинтересованность в
производстве таких ГТУ на производственной пло-
щадке ЗАО «Уральский турбинный завод» проявило
АО «РОТЕК»).
Самые мощные атомные энергоблоки в мире
с реакторами EPR-1700 номинальной мощностью
1750 МВт установлены на китайской АЭС Тайшань.
С 2007 г. ведётся строительство наиболее мощного
из российских атомных энергоблоков — энергоблока
№ 6 Нововоронежской АЭС-2 мощностью 1200 МВт,
созданного по проекту АЭС-2006. Крупнейшей АЭС в
мире является японская электростанция Касивадзаки-
Карива установленной мощностью 8212 МВт [7].
Cамая крупная АЭС в Европе — Запорожская
(Украина) мощностью 6000 МВт (6 ×ВВЭР-1000).
Самыми мощными гидротурбинами с мире яв-
ляются турбины радиально-осевого типа («турбины
Френсиса») для строящейся в Китае ГЭС Xiangjiaba
номинальной мощностью 812 МВт производства ком-
пании Alstom. Во время разработки первой редакции
Генеральной схемы размещения объектов электро-
энергетики (2006—2007 гг.) для предлагаемого про-
екта строительства Эвенкийской ГЭС планировалась
установка гидротурбин номинальной мощностью
около 1000 МВт. Самыми крупными гидротурбина-
ми, созданными в России, являются турбины номи-
нальной мощностью 640 МВт, установленные на
Саяно-Шушенской ГЭС (1977 г.). Крупнейшей ги-
дравлической электростанцией в мире является ГЭС
«Три ущелья» (Китай) установленной мощностью
22500 МВт, на которой эксплуатируются 34 генерато-
ра: 32 основных номинальной мощностью 700 МВт
каждый (c сos φ = 0,9), и два для питания собствен-
ных нужд номинальной мощностью по 50 МВт.
Интересно отметить, что, как следует из табл. 4,
достигнутый в разных странах уровень предельных
единичных мощностей энергоблоков и электростан-
ций на конец 1980 г., за исключением ГЭС, практи-
чески соответствует современному, то есть не изме-
нился, по крайней мере, за последние 35 лет [14].
Проблема оценки максимально доступных и
целесообразных мощностей электростанций тесно
связана с проблемой степени территориальной кон-
центрации генерирующих мощностей. Она в насто-
ящее время касается, главным образом, традицион-
ной гидрогенерации, отчасти угольной, ветровых и
солнечных электростанций. Однако ещё в недавнем
прошлом в нашей стране существовало устойчи-
вое мнение о таком пути развития энергетической
базы, которое впоследствии было раскритиковано
(и не вполне корректно) как «гигантомания». Так в
монографии [14], изданной в 1984 г., было указано,
что «Почти во всех районах для электростанций на
всех видах энергоресурсов, за исключением ТЭС на
небольших месторождениях местных углей, ожида-
ется дальнейшая концентрация мощностей с уве-
личением единичных мощностей устанавливаемых
энергоблоков и суммарной мощности электростан-
ций, размещаемых на одной или близких площадках.
В ближайшие 15—20 лет реальным представляется
доведение мощности электростанций (на одной пло-
щадке) до 8—10 млн кВт». Начало реализация этих
планов было положено в Экибастузском, Канско-
Ачинском и Западно-Сибирском топливно-энерге-
тических комплексах. Интересные в теоретическом
и практическом планах вопросы возможности и це-
лесообразности создания таких комплексов при раз-
витии ЕЭС должны быть освещены в отдельном ис-
следовании, выходящем за рамки настоящей статьи.
Табл. 4. Характеристики достигнутого в разных странах на конец 1980 г. уровня единичных
мощностей энергоблоков и электростанций (по данным [14])
Страна
Тип и мощность наиболее крупной
электростанции, МВт
Мощность наиболее крупного агрега-
та (энергоблока), МВт
АЭС ГЭС ТЭС АЭС ГЭС ТЭС
СССР 4000 6000 3800 1000 600 1200
США 3200 6200 3200 1100 700 1300
Япония 4700 1280 4400 1175 320 1000
Канада 3200 5300 4040 740 — —
Франция 4200 800 — 1300 — 700
ФРГ 2500 1100 2900 1300 — 770
Италия — 1200 2400 830 — 660
Швеция 1600 — 100 800 — 330
№ 1 │январь–февраль│ 2016 30
Какие же наибольшие единичные мощности
энергоблоков и электростанций следует ожидать в
среднесрочном и долгосрочном периодах развития
ЕЭС, исходя из современного понимания возмож-
ностей их создания, технологического применения
и рыночных ограничений?
Прежде всего, следует отметить, что в долго-
срочной перспективе, допускающей реалистические
прогнозы, среди мощных промышленно использу-
емых источников электрической энергии, образую-
щих структуру ЭЭС в мире и России, не появится
тех, которые использовали бы принципиально но-
вые технологии [4], освоенные на базе физических
явлений, находящихся в настоящее время в стадии
фундаментальных исследований10. Таким образом, в
качестве базовых структурных генерирующих эле-
ментов ЕЭС были и будут оставаться мощные АЭС,
ТЭС и ГЭС, построенные по блочному принципу,
то есть с максимальным технически достижимым
и экономически целесообразным технологическим
обособлением энергоблоков в целях обеспечения
эксплуатационной безопасности и надёжности вы-
работки электрической (и тепловой на ТЭЦ) энер-
гии, а также достаточного уровня технологической,
организационной и хозяйственной управляемости.
Следует иметь в виду, что среди различных ти-
пов базовых ТЭС могут оказаться также станции,
частично использующие ВИЭ в относительно суще-
ственных долях, например солнце (гелиотермальные
установки), ветер, органическое топливо, отнесённое
к ВИЭ, геотермальную энергию. Однако в России
даже за пределами 2035 г. вряд ли появятся мощные
электростанции только на основе ВИЭ (1000 МВт и
выше), что обусловлено относительной дешевизной
и большими запасами топливных ресурсов и отсут-
ствием природных условий для столь концентриро-
ванной солнечной или ветровой энергетики.
Для условий России при проектировании разви-
тия ЕЭС и изолированных ЭЭС актуален и ещё один
параметр — максимальная тепловая мощность стан-
ций с комбинированной выработкой электрической
и тепловой энергии (ТЭЦ), что обусловлено необ-
ходимостью обеспечения живучести систем тепло-
снабжения при тяжёлых системных авариях в ЭЭС
с «погашением» ТЭЦ. Самой крупной в этом отно-
шении станцией в нашей стране является ТЭЦ-21
ОАО «Мосэнерго»; её тепловая мощность составля-
ет 4958 Гкал/ч. Установленная тепловая мощность
ТЭЦ-26, ТЭЦ-23 и ТЭЦ-25 ОАО «Мосэнерго» — со-
ответственно 4530, 4214 и 4088 Гкал/ч. Однако, на-
сколько это известно из открытых источников, ни
в России, ни в мире не планируется строительство
новых столь мощных ТЭЦ, что связано с тем, что
оптимальная мощность теплоисточников в составе
систем теплоснабжения мегаполисов (не говоря уже
о городах с численностью менее 1 млн чел.) с учётом
всех факторов градостроительства и рыночных ус-
ловий11 лежит гораздо ниже этих пределов.
Таким образом, исходя из имеющихся аналитиче-
ских материалов и вышеизложенной статистики, отра-
жённой в табл. 2 и 3, можно сделать следующие выводы.
1. Максимальные единичные мощности энергобло-
ков в ЕЭС России, как и во всём мире, определяются оп-
тимальными единичными мощностями атомных реак-
торов и паровой части АЭС (см. табл. 2). Оптимальная
мощность реакторов согласно зависимости (1) име-
ет тенденцию к увеличению с течением времени,
но она выражена достаточно слабо: 100—150 МВт
за последние 30 лет. Поэтому можно ожидать, что в
реально обозримой перспективе верхний предел еди-
ничной мощности энергоблоков АЭС, достижимый
на мировом уровне, будет равен ~2000 МВт. Следует
отметить, что в связи с высокой капиталоёмкостью
строительства, оптимальная номинальная мощность
энергоблока АЭС совпадает с его реально технологи-
чески достижимой мощностью, то есть максимум (1)
достигается на границе области возможных решений.
2. Пока значительно ниже оптимального уровня
мощности энергоблока АЭС находится оптимальная
мощность угольных энергоблоков, которая также
достигается на границе области реально техноло-
гически достижимых решений в координатах мощ-
ностных параметров (см. табл. 2). Есть основания
полагать, что в случае успеха в разработке относи-
тельно дешёвых и надёжных жаропрочных сталей,
угольные энергоблоки на ультрасверхкритические
параметры пара (35—39 МПа и 700—790°С) [10]
также будут строиться единичными мощностями, не
превышающими 1100—1200 МВт.
3. Несмотря на имеющиеся принципиальные
возможности в недалёком будущем строительства
дубль-блоков ПГУ мощностью до 1400 МВт, веро-
ятность того, что это произойдёт в России, крайне
мала (следует иметь в виду также отсутствие пла-
нов строительства в мире дубль-блоков мощностью
1200 МВт на базе уже достаточно освоенной ГТУ
SGT5-8000H фирмы Siemens).
4. Учитывая наиболее вероятные предельные
значения мощностей технологически обособленных
единиц электростанций различных типов, следует
признать, что предел единичной установленной мощ-
ности энергоблоков в ЕЭС России будет определять-
ЕЭС РОССИИ
10 К ним относятся, например, ядерные реакции для наработки водорода, используемого в дальнейшем в качестве топлива для про-
изводства электроэнергии, различные направления управляемого термоядерного синтеза и некоторые другие [3].
11 См. статью на сайте http://www.rosteplo.ru: Семенов В.Г. Теплофикация в современных рыночных условиях.
31 № 1 │январь–февраль│ 2016
ся атомными технологиями и жёстко связан с техни-
ческой политикой и возможностями ГК «Росатом».
В ближайшие 15 лет он не превысит 1250 (1255) МВт,
что объясняется осуществлением масштабного стро-
ительства по проекту ВВЭР-ТОИ. За пределами этого
срока возможно повышение предела единичной мощ-
ности до 1600 МВт за счёт реализации проекта строи-
тельства серии реакторов на быстрых нейтронах.
5. При строительстве новых электростанций
(Green fi eld) можно прогнозировать, что АЭС в России
вряд ли будут состоять более чем из четырех энер-
гоблоков, исходя из сложившейся практики, которая
определилась комплексной оптимизацией затрат в
период всего их жизненного цикла в виде (1), а так-
же возможностями управления жизненным циклом в
сложившихся организационных формах. Учитывая
данные по максимальной единичной мощности энер-
гоблоков (см. табл. 2), в среднесрочной перспективе
следует ориентироваться на предельную установлен-
ную мощность атомных станций, равную 5000 МВт, а
в случае освоения реакторов БН-1600 — на предель-
ную мощность, равную 6400 МВт (см. табл. 3).
6. В отношении новых угольных станций с точ-
ки зрения освоения экономически привлекательных
месторождений, топливной логистики и природоох-
ранных мероприятий также следует ориентироваться
на число энергоблоков, не превышающее четыре, то
есть на установленную мощность около 4800 МВт.
Отдельные обсуждаемые ранее проекты сверхмощ-
ных угольных станций (до 6000 МВт) предназнача-
лись для специальных целей — экспорта электро-
энергии в Китай с помощью передач постоянного
тока и поэтому не должны рассматриваться в каче-
стве перспективных структурных элементов ЕЭС.
7. Наибольшую установленную мощность стан-
ций, как и во всём мире, следует ожидать при стро-
ительстве новых ГЭС, однако в обозримой перспек-
тиве ввод в эксплуатацию супермощных станций не
ожидается (см.табл. 3). Поэтому в России предель-
ная установленная мощность вновь строящихся
ГЭС не превзойдёт предельных мощностей АЭС и
ТЭС, что и следует принимать во внимание при про-
ектировании развития ЕЭС.
8. Предельная установленная тепловая мощ-
ность вновь строящихся ТЭЦ, работающих в соста-
ве ОЭС, ЕЭС и изолированных ЭЭС, не превзойдёт
установленную мощность уже эксплуатируемых в
России комбинированных электростанций. Её наи-
более вероятный предел будет лежать в диапазоне от
2000 до 3000 Гкал/ч. Следовательно, с учётом вы-
сокого уровня неопределённости в развитии инфра-
структуры мегаполисов в этом отношении прогно-
зы, разработанные СО ЕЭС и приведённые в табл. 1,
следует признать обоснованными.
ЛИТЕРАТУРА
1. Дорофеев В.В., Макаров А.А. Активно-
адаптивная сеть — новое качество ЕЭС России
// Энергоэксперт, 2009. № 4.
2. Концепция интеллектуальной электроэнергети-
ческой системы с активно-адаптивной сетью.
Разработана по заказу ОАО «ФСК ЕЭС», 2012.
3. Развитие Единой энергетической системы
России на период до 2020 года / Беловицкий В.А.,
Бобылева Н.В., Полудницын П.Ю., Уварова Т.А.,
Чемоданов В.И., Эмма Ю.С. // Электрические
станции, 2012, № 5.
4. Капица П.Л. Энергия и физика / Доклад на на-
учной сессии, посвящённой 250-летию Академии
наук СССР, Москва, 8 октября 1975 г. // Вестник
АН СССР. 1976. № 1. С. 34—43.
5. Фортов В.Е., Макаров А.А. Направления инноваци-
онного развития энергетики мира и России // Успехи
физических наук 2009, т. 179, № 12.
6. Клименко А.В., Зорин В.М. Теплоэнергетика и
теплотехника: Общие вопросы. Справочник
/ Под общ. ред. чл.-корр. РАН А.В. Клименко
и проф. В.М. Зорина. — 3-е изд., перераб. М.:
МЭИ, 1999 — 528 с.
7. Ольховский Г.Г., Тумановский А.Г. Перспективы
развития теплоэнергетики. // Труды научно-
технической конференции «Актуальные эко-
номические и технические проблемы энерге-
тического сектора России». — М.: Институт
высоких температур РАН, 2002.
8. Вихрев Ю.В. Атомная энергетика // Энергетика за
рубежом. 2013. № 4. С. 33—38.
9. Щеглов А.Г. Стратегия развития тепловых элек-
тростанций на территории России. — М.: ОАО
«Издательство «Стройиздат», 2007. — 216 с.: ил.
10. Рогалев Н.Д., Голодницкий А.Э, Тумановский А.Г.
Состояние и разработки в области создания
паротурбинных угольных электростанций с па-
раметрами пара, превышающими 30,5 МПа и
700°С //Электрические станции, 2013, № 3.
11. Трухний А.Д. Парогазовые установки электро-
станций: учебное пособие для вузов. — М.:
Издательский дом МЭИ, 2013. — 648 с.
12. Ольховский Г. Г. Перспективные газотурбинные
и парогазовые установки для энергетики (обзор)
// Теплоэнергетика. — 2013.
13. Яблоков Л.Д., Логинов И.Г. Паровые и газовые
турбоустановки: Учебное пособие для технику-
мов. — М.: Энергоатомиздат, 1988. — 352 с.
14. Воропай Н.И., Ершевич В.В., Лугинский Я.Н. и
др. Управление мощными энергообъединениями /
Под ред. С.А. Совалова. — М.: Энергоатомиздат,
1984. — 256 с.
15. Grid integration of large-capacity Renewable
Energy sources and use of large-capacity Electrical
Energy Storage/White Paper. — International
Electrotechnical Commission (IEC) 2012.

Возврат к списку