Введение в специальность. Основы экономики топливно-энергетического комплекса

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ АГЕНТСТВО ПО ОБРАЗОВАНИЮ МОСКОВСКИЙ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИЙ ИНСТИТУТ (ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ) ВВЕДЕНИЕ В СПЕЦИАЛЬНОСТЬ. ОСНОВЫ ЭКОНОМИКИ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА Часть I Учебное пособие по курсу «Введение в специальность» для студентов, обучающихся по направлению «Экономика» Москва Издательский дом МЭИ 2009 Утверждено учебным управлением МЭИ (ТУ) в качестве учебного пособия для студентов Подготовлено на кафедре экономики промышленности и организации предприятия Рецензент: Генеральный директор научно-исследовательского института экономики и организации управления в газовой промышленности ОАО «Газпром» «НИИгазэкономика», докт. экон.наук О.А. Бучнев Авторы: Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, В.Я. Пейсахович, О.А. Лыкова, Д.Г. Шувалова В 24 Введение в специальность. Основы экономики топливноэнергетического комплекса: учебное пособие / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, В.Я. Пейсахович, О.А. Лыкова, Д.Г. Шувалова. ― М.: Издательский дом МЭИ, 2009. ― 160 с. Рассматриваются основные характеристики энергетического хозяйства, количественная и качественная характеристики энергетических ресурсов, а также такой важной вопрос как современное состояние и прогнозы развития мирового энергетического хозяйства. Подчеркивается роль топливно-энергетического комплекса в становлении и развитии экономики России. Дана классификация энергогенерирующих установок, рассмотрены технологические основы теплоэнергетики, нефтяной, газовой и угольной отраслей. Отдельно выделен материал об истории создания российских отраслей топливно-энергетического комплекса. Рассмотрены вопросы перспективного развития отраслей комплекса, в том числе вопросы энергосбережения, ожидаемых изменений структуры топливно-энергетических ресурсов, развития водородной энергетики, использования нетрадиционных источников. Материалы учебного пособия предназначены для экономистов-менеджеров, обучающихся на втором курсе ИПЭЭф по специальности 060800 «Экономика и управление предприятием». © Московский энергетический институт (технический университет), 2009 2 Введение Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) охватывает все процессы добычи, переработки и транспорта топливно-энергетических ресурсов, производства, транспортировки и распределения электро - и теплоэнергии. К топливно-энергетическими ресурсами относят: 1) органическое топливо — нефть и нефтепродукты (керосин, бензин, мазут, дизельное топливо), уголь, природный газ, древесину и растительные отходы, торф, горючие сланцы; 2) ядерное топливо — вещества, используемые в ядерных реакторах на АЭС и в ракетных двигателях; 3) природные ресурсы — гидроэнергетические, внутреннее тепло Земли, энергию солнечного излучения, ветра, морских волн. ТЭК включает в себя топливодобывающую и перерабатывающую промышленности, электроэнергетику, а также соответствующую инфраструктуру. Топливодобывающая промышленность — это комплекс отраслей горнодобывающей промышленности, занимающихся добычей различных видов топливно-энергетического сырья: угля, нефти, газа, горючих сланцев, торфа, урановых руд. Топливоперебатывающая промышленность включает ряд отраслей, занимающихся обработкой или переработкой сырья и полученных из него полуфабрикатов, важнейшей отраслью является переработка нефти. Электроэнергетика — отрасль, охватывающая производство электроэнергии из тепловой, механической и иной энергии, она включает в себя электростанции, использующие органическое и ядерное топливо, гидроэлектростанции, а также электростанции, использующие энергию земли, ветра и солнца. Под инфраструктурой понимают совокупность систем доставки и распределения топлива и энергии, т.е. нефтепроводы, газопроводы, линии электропередач и т.д. Россия располагает значительными запасами энергетических ресурсов и мощным топливно-энергетическим комплексом, который является базой развития экономики, инструментом проведения внутренней и внешней политики. ТЭК обеспечивает жизнедеятельность всех отраслей национальной экономики, способствует консолидации субъектов Российской 3 Федерации, во многом определяет формирование основных финансово-экономических показателей страны. Природные топливноэнергетические ресурсы, производственный, научно-технический и кадровый потенциал энергетического сектора экономики являются национальным достоянием России. Эффективное его использование создает необходимые предпосылки для устойчивого экономического развития стран, обеспечивающего рост благосостояния и повышение уровня жизни населения. Эффективное функционирование ТЭК невозможно без централизованного регулирования и контроля со стороны государства. При этом структура управления комплексом должна быть достаточно гибкой, оставляющей предприятиям ТЭК необходимую свободу для адаптации в зависимости от быстроменяющейся общеэкономической конъюнктуры и состояния мировых товарных и инвестиционных рынков. Органами государственного регулирования являются Министерство промышленности и энергетики и Федеральное агентство по энергетике. Основные механизмы государственного регулирования ТЭК предусматривают:  меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и механизмы институциональных преобразований в ТЭК);  повышение эффективности управления государственной собственностью;  введение системы перспективных технических регламентов, национальных стандартов и норм, повышающих управляемость процесса развития энергетики и стимулирующих энергосбережение;  стимулирование и поддержку стратегических инициатив хозяйствующих субъектов в инвестиционной, инновационной и энергосберегающей сферах. Роль ТЭК в экономике России, а также прямая взаимосвязь между темпами развития этих отраслей и экономическим ростом страны определяют особые требования к менеджменту ТЭК. Управленческие решения, связанные с модернизацией и развитием производства в этих отраслях, поведением на внутренних и международных рынках, носят стратегический характер для экономики страны, сопряжены со значительными капитальными вложениями, что приводит к тому, что «цена ошибки» может быть очень высока. Другой особенностью менедж- 4 мента является наличие технологических и экономических связей как между отраслями ТЭК, так и между отдельными структурами, входящими в их состав. Поэтому управление должно строиться на принципах интеграции производственных процессов и систем управления всеми видами ресурсов, в том числе финансовых, трудовых, материальных. Важнейшей задачей менеджмента ТЭК является обеспечение конкурентоспособности промышленной продукции на внутреннем и внешнем рынках в краткосрочной и долгосрочной перспективе. ТЭК и его хозяйствующие субъекты должны быть конкурентоспособны на внутреннем и внешнем рынках инвестиций по сравнению с другими потенциальными объектами вложения капитала как в отраслевом плане, так и в разрезе национальной экономики. Долгосрочное стабильное обеспечение экономики и населения страны всеми видами энергии предусматривает:  полное и надежное обеспечение населения и экономики страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопущение развития кризисных ситуаций в энергообеспечении страны, обеспечение энергобезопасности;  снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов за счет рационализации их потребления, применения энергосберегающих технологий и оборудования, сокращения потерь при добыче, переработке, транспортировке и реализации продукции ТЭК;  повышение финансовой устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора, рост производительности труда для обеспечения социально-экономического развития страны;  минимизацию техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции. Сегодня предприятия энергетического комплекса, включающего в себя нефте- и газодобывающие компании, генерирующие и сетевые компании, управляющие концерны атомной энергетики и т.д. с точки зрения задач управления объективно являются наиболее сложными хозяйственными структурами современной России. Зависимость рен- 5 табельности отраслей ТЭК от мировых и внутренних цен на энергию и энергоносители, критически высокий уровень социальной ответственности, наличие большого числа организационно-правовых форм и структурных образований (вертикально интегрированные компании, разные виды холдингов, формирующиеся межотраслевые комплексы), функционирование большого числа предприятий в отдаленных и труднодоступных районах — вот неполный перечень сложностей, с которыми сталкивается сегодня менеджмент важнейшего для благополучия страны комплекса. 6 ГЛАВА 1. РОЛЬ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА В РАЗВИТИИ НАЦИОНАЛЬНОЙ ЭКОНОМИКИ 1.1. Основные характеристики энергетического хозяйства национальной экономики Топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — один из межотраслевых комплексов национальной экономики, представляющий совокупность тесно связанных и взаимозависимых отраслей топливной промышленности и электроэнергетики, действующий как единое целое для удовлетворения потребностей народного хозяйства и населения страны в топливно-энергетических ресурсах (ТЭР). ТЭК — стержень экономики страны, обеспечивающий жизнедеятельность всех отраслей национального хозяйства и населения. Роль ТЭК в развитии экономики страны всегда была очень весомой. ТЭК производит более четверти продукции России, оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны, обеспечивает почти половину валютных поступлений государства. Основные фонды ТЭК составляют третью часть производственных фондов промышленности, на предприятиях ТЭК трудится более трех миллионов человек. ТЭК является основным элементом энергетического хозяйства национальной экономики. Современное энергетическое хозяйство включает в себя всю совокупность предприятий, установок и сооружений, а также связывающих их хозяйственных отношений, которые обеспечивают функционирование и развитие добычи (производства) энергоресурсов и всех процессов их преобразования до конечных установок потребителей включительно. Укрупненная схема основных процессов преобразования топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) показана на рис. 1.1. Эту схему называют энергетической цепью. На основе такого рода схем строят бизнес-процессные модели энергетического хозяйства и используют их для оптимизации производственно-хозяйственной деятельности. 7 Первичная энергия Подведенная энергия Конечная энергия уголь нефть газ: природный и попутный сланец торф дрова гидроэнергия прочие Добыча энергетических ресурсов энерготехнология, гидрогенизация нефтепереработка коксование обогащение сортировка брикетирование газификация Облагораживание энергетических ресурсов жидкое топливо твердое топливо газ мазут кокс и побочные продукты продукты обогащения топлива сортировка топлива искусственный газ побочные энергетические ресурсы Переработка энергетических ресурсов электроэнергия Генерирующие источники ГЭС ПТУ ТЭЦ Котельные Использование энергетических ресурсов ГТУ ПГУ пар и горячая вода электродвигатели осветительные приборы электроиспользующие установки теплоиспользующие установки силовые установки с механическим приводом промышленные печи отопительные печи Продукция отраслей народного хозяйства и услуг населению Рис. 1.1. Укрупненная схема основных энергетических цепочек 8 В зависимости от стадии преобразования различают следующие виды энергии:  первичная — природные энергетические ресурсы, извлекаемые из окружающей среды;  подведенная — энергоносители, получаемые потребителями: разные виды жидкого, твердого и газообразного топлива, электроэнергия, пар и горячая вода, разные носители механической энергии и др.;  конечная — форма энергии, непосредственно применяемая в производственных, транспортных или бытовых процессах потребителей. В ТЭК входят следующие отрасли:  газовая — газоснабжающая система, включающая в себя предприятия по геологоразведке, добыче, транспортировке и хранению запасов природного газа, попутного газа нефтедобычи, сжиженного газа;  нефтяная — нефтеснабжающая система, включающая в себя предприятия по геологоразведке, добыче, транспортировке, переработке и хранению запасов сырой нефти и нефтепродуктов. Производственная структура и газовой, и нефтяной отрасли имеет сходные черты и включает предприятия по геологоразведочным работам, добывающие предприятия, трубопроводы и устройства, обеспечивающие транспортировку газа, сырой нефти и нефтепродуктов. В нефтяной отрасли выделяют добывающую и нефтеперерабатывающую подотрасли:  угольная — предприятия по геологоразведке, добыче и переработке угля;  уранодобывающая — предприятия по геологоразведке, добыче и переработке урана;  электроэнергетика — часть ТЭК, обеспечивающая производство и распределение электроэнергии и тепла. В электроэнергетике выделяют:  системы централизованного теплоснабжения, обеспечивающие производство и распределение пара и горячей воды от источников общего пользования;  теплофикацию, обеспечивающую комбинированное производство электроэнергии, пара и горячей воды — когенерацию 9 или тригенерацию на теплоэлектроцентралях (ТЭЦ), а также магистральный транспорт тепла. Экономика ТЭК как область научных знаний выявляет рациональные технологии добычи и использования природных энергетических ресурсов, развития и эксплуатации топливодобывающего и энергетического хозяйства предприятия, его отдельных элементов, устанавливает методы эффективного использования материальных, трудовых и финансовых ресурсов. Экономические знания и системный подход к решению экономических проблем особенно необходимы в ТЭК, который является наиболее капиталоемким комплексом промышленности и связан со всеми отраслями промышленности, а также сельским хозяйством, транспортом, коммунально-бытовым сектором и существенно влияет на их конкурентоспособность. Целесообразность объединения разнородных частей в единый комплекс национальной экономики объясняется их технологическим единством, организационными взаимосвязями и экономической взаимозависимостью. Организационно-технологические особенности отраслей ТЭК В рамках национальной экономики отрасли ТЭК решают одну задачу — обеспечение предприятий и населения топливноэнергетическими ресурсами. Решение этой важнейшей для государства задачи требует формирования промышленной политики по развитию этих отраслей, основанной на одних и тех же принципах. Такой подход реализуется в рамках энергетической стратегии, определяющей задачи развития ТЭК на перспективу как единого целого и пути их решения, учитывающие взаимосвязи топливодобывающих отраслей и электроэнергетики. Общность хозяйственных задачи и базовый характер технологий определяет организационно-технологическое сходство отраслей, образующих ТЭК. К числу важнейших особенностей можно отнести следующие. 1. Высокая социальная значимость ТЭК. Социальная значимость отраслей ТЭК имеет три аспекта. Во-первых, отрасли ТЭК обеспечивают энергетическую безопасность страны. Нарушения в энерго- и топливоснабжении могут приве- 10 сти не только к нарушению устойчивого развития экономики и огромным экономическим потерям, но и к серьезным социальным проблемам. Во-вторых, нефтяная и газовая отрасли обеспечивают до 40 % поступлений в бюджет. В-третьих, уровень цен на энергетические ресурсы в значительной степени определяет уровень конкурентоспособности многих отраслей промышленности. 2. Постоянно растущие производство и потребление в национальной экономике энергоресурсов. В ходе исторического развития происходит непрерывный рост потребления уже освоенных видов и вовлечение в хозяйственный оборот все новых видов энергоресурсов. Динамика энергопотребления отражает характер развития национальной экономики: структуры валового внутреннего продукта (ВВП) и промышленного производства, уровня промышленного производства, эффективности использования энергопотребления, платежеспособности потребителей и некоторых других. Так, экономический спад в России в 90-е годы привел к падению электропотребления почти на 70 %. Дореформенный уровень планируется достигнуть лишь к концу первого десятилетия XXI века. 3. Взаимозаменяемость топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) у конечного потребителя. Конечный потребитель использует топливные ресурсы либо в виде электрической и тепловой энергии, которые, в свою очередь, преобразуются в необходимую потребителю форму, либо в виде промышленного сырья. Многие технологические процессы могут осуществляться с использованием как тепловой, так и электрической энергии. Энергетический баланс рассчитывается исходя из условия получения конечным потребителем одинакового результата в виде произведенной продукции или необходимого количества энергии. Тепловые процессы во многих случаях оказываются более экономичными. В то же время электрификация имеет преимущества за счет возможностей автоматизации управления и лучших условий труда. Необходимый уровень комфортности в помещении может быть обеспечен путем сжигания разных видов топлива: газа, угля, дизельного топлива, а также использования электроприборов, питающихся от электрической сети, или установок, преобразующих энергию нетрадиционных источников (например, солнечную) в электрическую. 11 Газ, нефть и уголь взаимозаменяемы как сырье для получения многих видов продукции химической отрасли. 4. Тесная взаимосвязь отдельных элементов технологической цепи. При производстве на отдельных стадиях производственного процесса возможно создание локальных заделов полуфабрикатов, что обеспечивает на определенное календарное время относительную независимость работы отдельных технологических звеньев предприятия и создает условия для более гибкого управления ходом производственного процесса. На предприятии угольной промышленности создание подобных заделов в процессе добычи и доставки на склад практически невозможно, потому что требует строгой синхронизации работы всей технологической цепочки. Это существенно усложняет организацию управления производством, т.к. создание запасов угля может привести к нарушению процесса добычи. В нефтяной и газовой отраслях возможно создание ограниченных запасов готовой продукции на этапе транспортировки и у потребителей. Однако объемы таких запасов весьма ограничены. В газовой отрасли они позволяют снизить сезонную неравномерность графиков потребления, в нефтяной — обеспечить непрерывность процесса переработки и организовать перевалочные пункты для перегрузки сырой нефти и нефтепродуктов из трубопроводов для дальнейшего перемещения с использованием авто- и железнодорожных цистерн, а также танкерного флота. При производстве электроэнергии до сих пор не удалось создание таких технологических заделов в промышленных масштабах. При производстве низкопотенциального тепла возможно его аккумулирование в определенных масштабах, однако это принципиально не изменяет непрерывный характер производства. Взаимосвязанность отдельных звеньев технологической цепи обуславливает ряд технологических и организационных особенностей. 5. Сложность управления технологическими процессами. Сложность технологических процессов и их взаимосвязанность предъявляют высокие требования к синхронизации отдельных элементов технологической цепочки. Проблемы управления усложняются действием фактора масштабности. В электроэнергетической системе синхронизируется работа сотен электрических станций и потребителей. Протяженность линий электропередач, газо- и нефтепроводов 12 исчисляется тысячами километров, насчитывает сотни подстанций и насосных станций. Управление такими сложными технологическими системами требует использования адекватных по уровню сложности систем управления и средств автоматизации. Технологическая и структурная сложность отраслей ТЭК предопределяет высокий уровень квалификационных требований ко всем группам работников отраслей: от дежурного персонала до топменеджеров. «Цена ошибки» в их действиях несоизмерима с затратами на подготовку кадров и оплату их труда. 6. Сложность гармонизации технологического и хозяйственного управления. Другой важной причиной сложности управления производством в отраслях ТЭК является то, что технологические системы функционируют как единое целое, т.е. управление ими централизовано, в то время как отдельные элементы этой системы являются самостоятельными предприятиями. Таким образом, границы технологических систем и хозяйственных структур не совпадают. Под технологической системой понимают комплекс взаимосвязанных технологий. Несовпадение границ существенно усложняет хозяйственные связи между предприятиями одной отрасли и является источником дополнительных затрат. Со всей полнотой эта проблема проявилась в электроэнергетике в процессе проведения рыночных реформ и организации конкурентных отношений. 7. Высокие требования к надежности объектов ТЭК. Высокие требования к надежности обусловлены целым комплексом причин. Нарушения в энерго- и топливоснабжении могут привести не только к нарушению устойчивого развития экономики отдельного поселка, города, региона и т.п. в соответствии с масштабами аварийной ситуации и экономическим потерям, но и к серьезным социальным проблемам. Кроме того, аварийная ситуация может угрожать жизни человека, и как правило, приводит к негативным воздействиям на окружающую среду. В электроэнергетике технологическая взаимосвязанность отдельных элементов энергосистем является причиной практически мгновенного распространения аварийных ситуаций, поэтому в целях их локализации происходит отключение аварийных участков сетей, потребителей и генерирующих источников. Таким образом, иногда даже 13 незначительные нарушения правил нормальной эксплуатации могут привести к техногенным катастрофам. Предприятия топливодобывающих отраслей и производство энергии с использованием традиционных технологий существенно воздействуют на состояние окружающей среды. Недостаточное внимание к проблемам надежности может привести к необратимым последствиям для окружающей среды и национальной экономики вследствие техногенных катастроф. Все это делает проблему надежности функционирования ТЭК наиболее значимой при решении задач развития входящих в него отраслей. Необходимая надежность может быть обеспечена только при комплексном подходе к решению этой проблемы. Требования к надежности должны учитываться при принятии инженерных решений в ходе разработки оборудования, выборе схем соединения элементов, создании автоматизированных систем управления, а также при подготовке кадров. На этапе производства оборудования должны действовать современные системы управления качеством. В процессе эксплуатации должен обеспечиваться мониторинг технического состояния оборудования, функционировать эффективная система повышения квалификации персонала. Вопросы надежности регулируются в рамках систем управления качеством на основе специально разрабатываемых регламентов на всех этапах жизненного цикла технологических систем. 8. Структурная сложность отраслей ТЭК. Взаимосвязанность отдельных звеньев технологической цепочки создает экономические предпосылки для вертикальной интеграции видов деятельности. В топливодобывающих отраслях такая интеграция приводит к объединению геологоразведки, добычи, транспорта и переработки добываемых ресурсов. В электроэнергетике интеграция приводит к объединению производства и передачи энергии, а также сбытовой деятельности. Таким образом, в ходе естественного эволюционного развития производства в отраслях ТЭК сформировались вертикальноинтегрированные компании подобно тому, как в других отраслях (например, машиностроительных) были созданы индустриальные гиганты с многоуровневой системой управления. В настоящее время в ТЭК функционируют предприятия, имеющие различные организационно-правовые формы: частные компании, корпорации, финансовые холдинги, предприятия с участием иностранно- 14 го капитала. Формы собственности также отличаются разнообразием: государственная, частная, коллективная. 9. Концентрация производства и централизация транспорта. В электроэнергетической отрасли выделяют «большую» и «малую» энергетику. Предприятия «большой» энергетики включают предприятия большой мощности, например электростанции, которые могут обеспечить электроэнергией средний по масштабам город (более 100 тыс. населения) и вырабатывают более 95 % потребности экономики страны в электроэнергии. Существенно менее выражена концентрация производства в сфере теплоснабжения, но здесь она превышает 60 %. В топливодобывающих отраслях концентрация производства определяется возможностями технологии и характеристиками месторождения. 9. Системный подход к стратегическому управлению ТЭК. Масштабность проблем энергоснабжения и огромное влияние ТЭК на экономику страны обуславливает особую значимость стратегического управления в отраслях этого комплекса. В 2000 г. была разработана «Энергетическая программа», в которой сформулированы цели и задачи развития отраслей ТЭК до 2020 г. Основными приоритетами в этом документе являются:  обеспечение энергобезопасности;  повышение энергоэффективности экономики и энергобезопасности;  совершенствование топливно-энергетического баланса страны и структуры ТЭК. Переход экономики страны в новую фазу развития, а также кардинальные изменения на мировом рынке углеводородов потребовали внесения корректив в разработанную стратегию. Новая редакция была разработана в 2003 г. Опираясь на определенные в энергетической стратегии цели и задачи развития комплекса ТЭК, в каждой из отраслей и в крупных компаниях были разработаны собственные стратегии. Центральной проблемой развития отраслей естественных монополий в электроэнергетике и газовой отрасли являлся переход к рыночной системе хозяйствования. В электроэнергетике к 2007 г. практически сформировалась целевая структура, соответствующая развитым конкурентным отношениям. 15 Стратегию развития разработали генерирующие компании, «Федеральная сетевая компания» и «Росэнергоатом». Реализация стратегий потребовала формирования системы мониторинга и корректировки сценариев развития. 10. Сложность оценки эффективности работы предприятия в топливодобывающих отраслях. Предметом труда для предприятий горной промышленности является не сырье и основные материалы, поставляемые со стороны, а полезное ископаемое, извлекаемое из недр земли этим предприятием. Величина наличия запасов, качество полезного ископаемого, глубина его залегания, мощность пластов, условия залегания и возможная технология извлечения полезного ископаемого для каждого предприятия различны. Результатом этого является различная себестоимость добычи полезного ископаемого. Даже в условиях одинакового способа разработки (подземного или открытого) она может разниться в несколько раз, причем ценность извлекаемого полезного ископаемого практически не связана с величиной этих издержек. Экономические особенности отраслей ТЭК К экономическим особенностям отраслей топливноэнергетического комплекса относятся следующие. 1. Естественный монополизм. Технологические особенности и особая роль в экономике создают предпосылки для формирования естественного монополизма в отраслях ТЭК. Факторы естественного монополизма: централизация транспорта и высокие издержки переключения на другие виды бизнеса. В наибольшей степени монополизм выражен в электроэнергетике как следствие технологических особенностей и в газовой как следствие организационной структуры. За ними в соответствии с убыванием выраженности черт естественного монополизма следуют нефтяная и угольная отрасли. 2. Капиталоемкость. Отрасли ТЭК относятся к числу так называемых базовых отраслей промышленности. Технологические основы ТЭК сложились на рубеже XIX―ХХ веков. В дальнейшем основные технологии модернизировались, подвергались механизации и автоматизации, но физические основы и принципы их организации практически не изменились до наших дней. Технологии производства энергии и ее передачи, создан- 16 ные в этот период, требуют капиталовложений в промышленную инфраструктуру, например сооружение плотин для гидростанций или очистных сооружений для теплоэлектростанций и т.п. Добыча топливных ресурсов сопряжена либо с подземными работами, либо требует бурения на большую глубину, к тому же связана с отчуждением земель и т.д., поэтому всегда требует больших капиталовложений в геологоразведочные и подготовительные работы. 3. Высокие барьеры входа в отрасль. К таковым относятся:  большой первоначальный капитал;  сложности адаптации из-за особенностей структуры отрасли (преобладание крупных предприятий) и сложившейся системы хозяйственных связей;  сложности создания высокоорганизованного коллектива профессионально подготовленных работников за короткое время из-за большого значения опыта работы в этой отрасли. 4. Эффект масштаба. Эффект масштаба существенно проявляется только в электроэнергетике. Во-первых, в этой отрасли, капиталовложения носят единовременный характер. Во-вторых, из-за большой капиталоемкости производства и передачи энергии значительна доля условнопостоянных затрат в себестоимости продукции. В топливодобывающих отраслях эффект масштаба не проявляется несмотря на капиталоемкость вследствие того, что капиталовложения носят практически непрерывный характер из-за необходимости перемещения места добычи. Особенно это выражено в угольной отрасли. 5. Особенности издержек производства и сходство структуры себестоимости продукции. Специфической особенностью экономики отраслей ТЭК является большое различие величины себестоимости производимой продукции. В электроэнергетике это связано с применением различных технологий и первичных энергоресурсов при производстве электроэнергии и тепла. Так, электроэнергия, вырабатываемая ГЭС и АЭС в несколько раз дешевле электроэнергии, производимой тепловыми электростанциями. Продукция предприятий топливодобывающих отраслей существенно различается не только по величине себестоимости, но и по качеству. Например, в угольной отрасли уголь, добываемый подземным способом в 1,5―2 раза дороже добываемого открытым способом; коксующиеся угли дороже энергетических в 1,5―2 раза и более. 17 Сходство структуры себестоимости проявляется в следующем: большой удельный вес транспортной составляющей и относительно небольшой — заработной платы по сравнению с высокотехнологичными отраслями. 6. Сходство факторов инвестиционной привлекательности. Важнейшим фактором инвестиционной привлекательности отраслей ТЭК является устойчивый спрос на ТЭР. Периодическое снижение деловой активности, как естественное явление для стран рыночной экономики в наименьшей степени затрагивает отрасли ТЭК. На достаточно отдаленную перспективу ученые прогнозируют дальнейшее повышение спроса на ТЭР. По этой причине инвестирование в ТЭК считается наименее рискованным. 7. Влияние географического фактора на конкурентоспособность отраслей и экономические показатели производства. Размещение предприятий топливодобывающих отраслей определяется географией расположения месторождений. Это имеет два важных следствия. Во-первых, в основном они находятся в труднодоступных и плохо освоенных районах. Это существенно влияет на увеличение капиталовложений в геологоразведочные работы и строительство предприятий. Во-вторых, это приводит к тому, что в себестоимости продукции топливных отраслей, например, угольной, транспортная составляющая достигает 50 %. Генерирующие мощности в электроэнергетике, которые используют возобновляемые и нетрадиционные источники энергоресурсов, также жестко привязаны к определенным географическим районам. Этот фактор наряду с удаленностью основных угольных бассейнов от промышленно развитых районов европейской части России существенно влияет на конфигурацию электроэнергетики. 1.2. Топливно-энергетические ресурсы. Количественная оценка запасов. Характеристики качества энергетических ресурсов мира Необходимым условием жизнедеятельности человека и развития цивилизации является постоянное потребление ими энергии. Под энергией понимается способность какой-либо системы производить работу или тепло. Различные формы энергии получают, ис- 18 пользуя такие природные явления как энергия ветра, солнца, перепада уровней воды в реках, волны, разницы уровней воды в океанах и морях, приливов и отливов, недр земли. Энергия может содержаться в природных ископаемых, к которым относятся нефть, газ, уголь и различного рода горючие сланцы. Запасы различных видов энергии называют энергетическими ресурсами. Эти ресурсы используются для производства энергии. Природные ресурсы, или природные богатства, являются частью совокупных природных условий существования человечества, важнейшими компонентами окружающей его естественной среды. Они используются в процессе общественного производства для удовлетворения материальных, культурных и других потребностей общества. Природные ресурсы включают солнечную энергию, энергию приливов, отливов морей и океанов, энергию рек, внутриземное тепло, атомную энергию, водные, земельные, растительные, минеральносырьевые ресурсы, ресурсы животного и растительного мира, атмосферу Земли. Минерально-сырьевые ресурсы — это совокупность запасов минерального сырья в недрах Земли, подсчитанных применительно к существующим кондициям на полезные ископаемые. Кондиции полезных ископаемых представляют собой комплекс требований к качеству и горно-геологическим условиям залегания и разработки месторождения полезного ископаемого. Они обеспечивают возможность определения границ оконтуривания месторождения и разделение его запасов на балансовые и забалансовые. Кондиции зависят от уровня применяемой техники и технологии производства. По мере совершенствования техники и технологии производства создаются новые возможности извлечения и переработки тех полезных ископаемых, которые ранее по технико-экономическим соображениям считались непригодными для добычи. Кондиции в этом случае меняются, и часть забалансовых запасов переходит в балансовые. Природные ресурсы подразделяются на три группы: невозобновляемые, возобновляемые и неисчерпаемые. К невозобновляемым ресурсам относятся все минеральные ресурсы полезных ископаемых: руды металлов, топливно-энергетические ресурсы, запасы горно-химического сырья, строительных материалов. Возобновляемые ресурсы — это земельные, водные ресурсы, ресурсы животного и растительного мира. 19 Неисчерпаемые ресурсы — это солнечная энергия, атомная энергия, энергия приливов и отливов морей и океанов, энергия рек. Рассматривая наличие минерально-сырьевых ресурсов, следует отметить, что на территории России имеются месторождения всех необходимых полезных ископаемых. Эффективность работы всего народного хозяйства страны в существенной мере зависит от стоимости потребляемых полезных ископаемых. Стоимость определяется наличием достаточных объемов разведанных и благоприятных для разработки запасов полезных ископаемых, их местоположением, уровнями экономической прогрессивности технологии добычи, применяемой техники и организацией производства на горнодобывающих предприятиях, извлекающих эти запасы. Общие запасы полезных ископаемых, выявленные геологической разведкой в пределах доступной для разработки глубины их залегания, называют геологическими. На каждый данный период времени геологические запасы по степени технико-экономической целесообразности их извлечения из недр подразделяют на балансовые и забалансовые. К балансовым относят запасы, которые в настоящее время можно извлекать с достаточной экономической эффективностью. Эти запасы должны удовлетворять требованиям, установленным для данного вида минерального сырья. К забалансовым относятся запасы, извлечение которых в связи с недостаточным содержанием ценных компонентов, незначительной мощностью пласта, трудностью добычи в данный период времени экономически нецелесообразно. Отнесение запасов к группе забалансовых носит относительный характер. Рост потребности в данном полезном ископаемом, изменение техники добычи или обогащения может повлечь за собой перевод забалансовых запасов в балансовые и наоборот. Промышленные запасы — это часть балансовых запасов полезного ископаемого, которая должна быть извлечена из недр по проекту или плану развития горных работ (за вычетом проектных потерь). По степени изученности и достоверности все запасы твердых полезных ископаемых подразделяются на разведанные — категории А, В и С1 и на предварительно оцененные — категории С2. Помимо этих категорий запасы характеризуются показателями, оценивающими наличие и менее разведанных категорий — прогнозных ресурсов Р1, Р2 и Р3. 20 Подразделение запасов полезных ископаемых на категории учитывает различия в достоверности их определения, снижающейся последовательно от категории А до категории С2 и до прогнозной оценки Р1 — Р3. Критериями установления категории является изученность форм, размеров и условий залегания полезных ископаемых, характера и закономерностей изменчивости их морфологии, внутреннего строения, качества, технологических свойств и других природных данных месторождения. При проектировании строительства горных предприятий угольной промышленности в горном отводе должно быть не менее 50 % запасов категории А и В. К категории А относятся запасы достоверные, всесторонне изученные с детальностью, обеспечивающей полное выявление условий их залегания, форм, типов, сортов и качества полезного ископаемого. Степень изученности гидрогеологических, инженерногеологических, горно-геологических и других условий залегания полезных ископаемых обеспечивает возможность составления рабочего проекта разработки месторождения и планирования добычи на действующих горных предприятиях, а изученность технологических свойств достаточна для проектирования технологической схемы переработки полезного ископаемого. К категории В относятся запасы вероятные, изученные до степени, обеспечивающей решение вопроса их промышленного использования. По запасам этой категории полностью установлены размеры полезных ископаемых, их основные особенности и изменчивость форм, внутреннее строение и условия залегания. Гидрогеологические, инженерно-геологические, горногеологические и другие условия изучены с полнотой, позволяющей охарактеризовать их основные показатели и влияние на вскрытие и разработку месторождения, а изученность технологических свойств полезного ископаемого достаточна для выбора принципиальной технологической схемы его переработки. К категории С1 относят запасы возможные, предполагаемые с высокой степенью достоверности. По запасам этой группы в общих чертах выяснены размеры, формы, строение и условия залегания тел полезных ископаемых. Качество и технологические свойства изучены до степени, позволяющей обосновать промышленную ценность разведанных запасов. 21 Запасы категории С1 используются для перспективного планирования развития района (бассейна) и являются объектом для дальнейших геолого-разведочных работ. К категории С2 относятся запасы возможные, но менее разведанные и оцененные предварительно. Качество полезного ископаемого и условия его залегания определены по единичным пробам и образцам, либо по аналогам с более изученными участками. Запасы категории С2 используются для обоснования программ геолого-разведочных работ. Наряду с приведенными категориями запасов, вне их пределов, производится прогнозная оценка возможного дополнительного наличия ресурсов полезных ископаемых. Эти ресурсы изучены в меньшей степени, чем запасы категории С2. В основе оценки величины этих ресурсов положены общие геологические представления о вероятных возможностях отдельных районов. Этот вид оценки наличия ресурсов полезных ископаемых имеет большое значение при разработке планов перспективного развития экономических районов страны и перспективного планирования объемов геолого-разведочных работ. Практически все источники энергии, которые используются в настоящее время — солнечного происхождения. Это результат воздействия на планету Земля энергии Солнца. Органическое топливо (уголь, нефть, газ) — это аккумулированная солнечная энергия, накопленная в течение миллионов лет, потребляется же она человечеством в считанные годы. Преобразованной солнечной энергией является энергия других источников — ветра, рек, приливов и отливов, волн. Описанные выше запасы относятся к топливно-энергетическим ресурсам (ТЭР). ТЭР классифицируются по ряду признаков. По способу получения выделяют:  первичные ― это добытые и переработанные до необходимых кондиций природные ресурсы: газ, уголь и т.д.  вторичные ― это отходы производства и потребления, а также попутная энергия в виде теплоты отходящих высокотемпературных газов. По способу создания (образования):  природные (естественные);  искусственные. 22 Состав энергетических ресурсов неодинаков по своей практической ценности. Практическая ценность каждого из видов ресурсов для энергетики определяется в основном двумя показателями:  концентрацией энергии в единице массы вещества;  стоимостью транспортировки ресурсов от места добычи к месту потребления. С точки зрения технологии производства необходимого вида энергии и воздействия отходов при ее производстве на окружающую среду возможно рассматривать третий показатель — степень нарушения состояния среды при использовании ресурса. Количественные оценки конкретных видов ТЭР, приводимых в справочной литературе, в определенной мере расходятся. Однако порядок цифр и соотношений различных показателей оценки энергоресурсов для практических целей примерно совпадают (табл. 1.1). Таблица 1.1 Прогнозируемая количественная оценка потенциальных мировых запасов энергетических ресурсов по данным съезда Мирового энергетического конгресса (МИРЭК) Потенциальные % от общих запасов запасы, 109 т у.т. Каменный уголь 11 200 76 Природный газ 1916 13 Нефть 1474 10 Другие 147 1 Итого 14737 100 Как можно видеть потенциальные запасы ископаемых углей в несколько раз выше потенциальных запасов нефти и газа. При этом добыча последних обходится значительно дороже. На основе существующих ныне оценок ресурсов и запасов органического топлива (угля, нефти, газа) с учетом ожидаемого темпа роста спроса на них в мире сделаны следующие выводы: 1) запасов органического топлива достаточно для удовлетворения ожидаемого роста спроса во всем мире на 4―5 десятилетий; 2) мировые геологические, т.е. неразведанные прогнозные ресурсы всех видов органического топлива достаточны для компенсации убывания используемых сегодня запасов в результате их добычи и расходования в течение многих лет; Вид ресурса 23 3) за пределами середины XXI столетия в достаточном количестве сохранятся только ресурсы угля, тогда как ресурсов нефти и газа будет недостаточно для дальнейшей их добычи. Распределение обнаруженных запасов органического топлива по регионам земного шара крайне неравномерно. Так, запасы угля в значительной мере сосредоточены в Азии, в современной Америке и немного в Европе, нефти ― на Ближнем и Среднем Востоке и в России, относительно небольшие запасы ― в Америке. Природный газ — в России, на Ближнем и Среднем Востоке. Ресурсы ядерного горючего при использовании его в современных реакторах в эквиваленте условного топлива составляют 12 трлн т, ядерного горючего может хватить на очень длительный период. Большими потенциальными возможностями обладают ресурсы так называемых нетрадиционных возобновляемых источников энергии, за счет которых удовлетворяется 2 % мировых энергетических потребностей. В перспективе их доля значительно возрастет и может составить около 20 %. Качественная оценка энергоресурсов Топливно-энергетические ресурсы различаются своими свойствами, которые проявляются при их использовании. Для соизмерения качества энергоресурсов при использовании топлива важнейшей характеристикой является калорийность. Для ее определения используется низшая теплота сгорания Q нр , данные о которой для некоторых видов топлива представлены в табл.1.2. Для определения экономичности расходования ТЭР принято использовать понятие «условное топливо», низшая рабочая теплота сгорания которого Q нр , принимается равной 7000 ккал/кг (29 308 кДж/кг). Тонна условного топлива (т у.т.) — количество топлива, при сжигании которого образуется 7 млн ккал. При определении экономичности использования ТЭР необходимо знать температуру воспламенения, которая зависит от ряда факторов — химического состава, наличия катализаторов, внешних условий (табл. 1.3). Таблица 1.2 Низшая теплотворная способность топлива 24 Вид топлива Торф Бурый уголь Каменный уголь Кокс Нефть Мазут Керосин Бензин Природный газ Попутный газ Доменный газ Единица измерения Ккал/кг ―»― ―»― ―»― ―»― ―»― ―»― ―»― Ккал/нм3 ―»― ―»― Теплотворная способность 2500―3500 1500―4500 5000―7200 6700―7500 10 300―11 000 9500―10 850 10 500―11 000 10 500―11 250 6500―9000 10 000―17 000 750―970 Таблица 1.3 Температура воспламенения ТЭР Вид топлива Торф Бурый уголь Каменный уголь Кокс Температура воспламенения, °С 250―300 350―470 350―500 600―700 Мазут Бензин Водород Температура воспламенения, °С 500―700 380―415 530―600 Метан 600―750 Вид топлива На экономичность использования ТЭР влияют наличие влаги, различных примесей, способность к спеканию для твердого топлива. Эти характеристики определяют зольность и состав газов, которые поступают в окружающую среду. Чем меньше выбросы в атмосферу, тем чище топливо и меньше требуется затрат на мероприятия по защите окружающей среды. Уголь — один из наиболее распространенных в природе энергоносителей. Доля угля в топливно-энергетическом балансе России составляет около 12 %. Ресурсы угля количественно во много раз превышают прогнозируемые ресурсы нефти и газа. Наиболее крупные приросты добычи угля могут дать Кузнецкий и Канско-Ачинский бассейны (80 %). 25 Угли Кузнецкого бассейна — каменные, высокого качества. По прогнозируемым запасам это одна из главнейших баз высококачественных энергетических углей не только для Сибири и Урала, но и для европейской части России. Угли Канско-Ачинского месторождения — бурые угли, которые без обогащения не пригодны для хранения и перевозки на большие расстояния. Поэтому их целесообразно сжигать на крупных электростанциях на месте добычи, а произведенную электроэнергию — передавать по сетям. Для увеличения добычи и сокращения дефицита топлива в Европейской части развивается Печорский бассейн, который имеет достаточно большие ресурсы энергетических углей. Основными потребителями угля являются тепловые электростанции (ТЭС), черная и цветная металлургия. Они потребляют 65 % твердого топлива, поставляемого национальной экономикой. Нефть — большая и сложная группа жидких и твердых углеводородов. Нефть может быть как жидкой, так и твердой. Качество нефти определяется по двум основным факторам: наличие примесей, (главным образом, серы) и вязкостью. Наличие серы и ее соединений приводит к коррозии и соответственно разрушает трубопроводы и другую технику, используемую при транспортировке, из-за чего возрастают расходы на поддержание транспортной инфраструктуры. Второй фактор, который определяет качество нефти — ее вязкость. Чем более нефть вязкая, тем сложнее ее транспортировать. Соответственно стоимость более вязкой нефти (нефть Urals, например, более вязкая по отношению к Siberian Light) будет ниже, так как ее сложнее транспортировать. Нефть непосредственно как топливо используется мало. В основном используется остаточный продукт переработки нефти — мазут. Мазут сжигают в топках энергетических котлов газомазутных энергоблоков в периоды недостатка газа (например, при сильных длительных холодах и временной нехватке природного газа, заготовленного в подземных хранилищах). Часто его используют для «подсветки» — добавки к сжигаемому твердому и газообразному топливу при некоторых режимах работы для обеспечения устойчивого горения. Сжигать мазут постоянно в настоящее время нерентабельно из-за большой его стоимости по сравнению с газом и с твердыми топливами. 26 Основные запасы российской нефти сосредоточены в ЗападноСибирском регионе — 72,3 %; на Европейскую часть страны приходится 21 % общих запасов нефти. Дальнейшее наращивание добычи нефти в новых северных районах, отдаленных от обжитых мест становится все более дорогим. Пока на ТЭС 1/3 электроэнергии вырабатывается за счет сжигания газомазутного топлива. Газообразное топливо существует в нескольких формах: природный газ; попутный газ, получаемый из недр земли при добыче нефти; доменный и коксовый газы, получаемые при металлургическом производстве. На ТЭС России преимущественно используется природный газ (свыше 50 % в топливном балансе России и 70―80 % в ее европейской части). Главное преимущество природного газа состоит в его относительной экологической безопасности. Однако при сжигании газа образуются вредные вещества в виде оксидов азота. Дополнительное преимущество — возможность использования трубопроводной системы, по которой газ перекачивается с помощью газовых компрессоров, устанавливаемых на газоперекачивающих станциях. В России создана единая система газоснабжения страны. Это обеспечивает экономичность транспорта и возможность управления потоками энергоресурсов. Основная доля запасов природного газа (79,9 %) находится в Западной Сибири. Здесь добывается 87 % всего российского газа. Потенциальные запасы углей в несколько раз выше потенциальных запасов нефти и газа, при этом добыча последних обходится значительно дороже. По некоторым оценкам в России запасов угля хватит на 250 лет, нефти — на 40, природного газа — на 65 лет. Но как бы не казались грандиозными запасы этих ресурсов, они ограничены. Кроме того, сложными являются задачи транспорта энергии в больших количествах (угля, газа от места добычи до электростанции, электроэнергии от места ее производства до потребителя). Они связаны с большими затратами на собственно транспорт и компенсацию потерь в процессе ее транспортировки. Преобразование топлива в конечные виды энергии связано с вредными выбросами твердых частиц, газообразных соединений, а также большого количества тепла, негативно воздействующих на окружающую среду. Возобновляемые энергоресурсы (исключая гидроэнергетические) не нуждаются в транспортировке к месту потребления, но обладают 27 низкой концентрацией энергии, в связи с чем преобразование энергии большинства возобновляемых источников требует больших затрат материальных ресурсов и, следовательно, больших удельных затрат денежных средств в расчете на единицу получаемой мощности (руб/кВт) на каждую установку. Возобновляемые источники энергии в экологическом отношении обладают наибольшей чистотой. Из возобновляемых энергоресурсов в настоящее время в основном используется гидроэнергия и совсем в малых количествах (приблизительно 2 %) энергия ветра, солнца, геотермальная энергия и т.д. 1.3. Перспективный спрос и эволюция рынков энергетических ресурсов. Современное состояние и прогнозы развития мирового энергетического хозяйства В последнее время различными международными организациями было разработано и опубликовано несколько вариантов прогнозов развития мирового энергетического хозяйства. При этом разработка прогноза будущей динамики роста спроса на энергетические ресурсы базировалась на показателях темпа роста мировой экономики, а также на изменении мировых цен на энергетические ресурсы. Среднегодовые темпы роста численности населения мира в 1991-2010 гг. прогнозируются на уровне 1,4 %. Наиболее высокие темпы среднегодового роста численности населения предполагаются в Африке — 2,8 % и на Ближнем Востоке — 2,4 %. Все остальные регионы находятся на отметке ниже 1,4 %. Развитые страны обеспечивают прирост населения в размере 0,4 %. Среднегодовые темпы экономического роста в мире (1991―2001 гг.) оцениваются от 2,3 % до 3,3 %. Наивысшие среднегодовые темпы экономического роста ожидаются в Китае — 6,2 %, в Восточной Азии — 5 %, в Южной Азии — 4 %. На 2020 г. прирост потребления первичных энергетических ресурсов составит 6,6 млрд т у.т. В итоге получается 18,5 млрд т у.т, из них 2/3 потребления относится к развивающимся странам, в том числе 1/5 к Китаю. Наиболее низкие потребности в первичных энергетических ресурсах прогнозируются для региона, включающего страны Центральной и Восточной Европы, Восточной России и стран СНГ. 28 Почти все опубликованные прогнозы учитывают тот факт, что темпы роста производства и потребления энергии в мире будут опережающими по сравнению с темпами роста первичных ресурсов, т.е. с каждым годом все большее количество добываемых ресурсов будет перерабатываться в энергию. В соответствии с наиболее вероятным прогнозом мировая потребность в электроэнергии на уровне 2020 г. оценивается в 23 трлн кВт·ч (табл.1.4). Таблица 1.4 Мировое производство энергоресурсов Годы Мировое производство Темпы роста: За период, % Среднегодовые 1950 1970 1975 1980 2000 2020 990 5035 6500 8400 23000 35000 ― ― 510 51 130 26 130 26 270 13,5 50 11 Наиболее быстрыми темпами производство и потребление энергии будет происходить в регионах Ближнего Востока, Северной Африки, Южной Азии, Латинской Америки, Китае. В настоящее время потребление электроэнергии на одного человека в разных странах значительно различается. Для большинства развитых стран оно находится в пределах 4―12 тыс. кВт·ч на человека в год. Во многих странах Африки этот показатель не превышает 15 кВт·ч., а в России — 5 тыс. кВт·ч. Бурный рост производства потребления энергоресурсов, произошедший в ХХ веке, поставил перед мировым сообществом две проблемы, от разрешения которых зависит дальнейший ход развития и существования человечества на Земле: 1. Если сохранятся возникшие в ХХ веке закономерности бурного роста потребления невозобновляемых ресурсов, то уже в ХХI веке будут исчерпаны запасы нефти и газа, израсходована значительная часть разведанных запасов угля, значительно сокращена площадь лесов на планете. Эта проблема должна решаться поиском замены сырья. 2. Невозобновляемые энергоресурсы состоят из горючей массы и негорючих минеральных примесей. В состав горючей массы входят молекулы серы, углерода, водорода (нефть, газ). При сжигании горючая масса окисляется кислородом воздуха, в результате чего выделяется теплота. 29 При сжигании 1 кг углерода из атмосферы удаляется 2,66 кг кислорода, а взамен поступает 3,66 кг углекислого газа; при сжигании 1 кг метана удаляется 4 кг кислорода, а поступает 2,75 кг углекислого газа и больше 2 кг водяного пара. Если сохранится установившаяся в ХХ веке динамика роста потребления невозобновляемых энергоресурсов, то к середине ХХI века содержание углекислого газа в атмосфере возрастет более чем в 1,5 раза и значительно снизится содержание в ней кислорода. Неравномерность географического размещения геологических запасов по территории планеты и несоответствие этого размещения географии потребления энергоресурсов формируют параметры мирового и регионального спроса на основные энергоносители. Дальнейшее изменение мировых цен на нефть в перспективе будет определяться следующими основными факторами:  научно-техническим прогрессом в нефтяной промышленности, который обеспечивает снижение издержек в отрасли и позволяет все новым странам, не входящим в ОПЕК, успешно конкурировать на мировом рынке;  политическими и геополитическими факторами, в том числе степенью успешности политики глобализации мировой экономики;  поведением тех стран ОПЕК, которые стремятся повысить экспорт нефти выше установленных квот для преодоления внутренних экономических трудностей. Крупнейшие производители нефти, входящие в ОПЕК, достаточно легко адаптируются к понижению уровня мировых цен на энергоресурсы;  уровнем реализации прогнозных запасов нефти, оценки которых существенно (более чем в 2 раза) различаются по разным источникам. В конце 90-х гг. были разработаны прогнозы цен на нефть к 2020 г., выполненные различными зарубежными организациями как официальными (Министерство энергетики США, Международное энергетическое агентство, Европейская комиссия и др.), так и неофициальными консалтинговыми фирмами и научными центрами (CERA, Wood Mackenzie, DRI и др.). Анализ результатов этих исследований позволяет выделить три группы прогнозов изменения цен на нефть. Согласно этим прогнозам стоимость барреля нефти в 2020 г. ожидалась в диапазоне 15―35 долл. Ожидаемые изменения цен согласно этим прогнозам на основные 30 энергоносители показаны на рис. 1.2. 300 долл./т.у.т. 250 уголь 200 прогноз 150 Газ в Европе прогноз 100 Нефть 50 1970 прогноз 1980 1990 2000 2010 2020 Годы Рис.1.2. Прогноз цен на энергоресурсы в перспективе до 2020 г. Прогнозные модели не в состоянии учесть всех факторов, ряд из которых может существенно повлиять на рассматриваемую динамику. В связи с военными событиями в Ираке цены на нефть выросли за короткий период более чем в три раза. В связи с сохраняющейся нестабильностью в этом регионе в настоящее время аналитики нефтяного бизнеса воздерживаются от долгосрочных прогнозов, хотя большинство сходится во мнении, что даже при благоприятном развитии ситуации не следует ожидать значительного понижения цен. Изменение соотношения цен на энергоресурсы в перспективе может измениться по сравнению с прогнозом, показанным на рис. 1.3. На этом рисунке линия («) показывает отклонение фактических цен от прогнозных в период до 2006 г. В период до 2020 г. цены на нефть, вероятно, будут значительно превышать цены на другие виды органического топлива. На мировом нефтяном рынке обращается около 57 % всей добычи сырой нефти, что формирует огромные межрегиональные потоки этого энергоносителя. Спрос на сырую нефть формируется, главным образом, на трех крупных региональных рынках. Около 30 % мировой добычи нефти потребляется в Северной Америке, почти 27 % — в странах азиатско-тихоокеанского региона (АТР), (в том числе 8,1 % — 31 в Японии и 5,2 % — в Китае) и более 22 % — в Европе. Рис. 1.3 Скорректированный прогноз цен на основные энергоносители Добыча нефти в мире достигла почти 3,5 млрд т/год. Более 40 % мировой добычи обеспечивается странами ОПЕК, около 25 % — экономически развитыми странами (в т.ч. 11,4 % — в США, 9,8 % — в Европе), 8,6 % — Россией, 9,3 % — Южной и Центральной Америкой, 4,7 % — Китаем. Ожидается, что к 2020 г. потребление нефти в мире возрастет, по различным оценкам, в 1,2―1,5 раза. Поскольку собственное потребление нефти в основных добывающих ее странах будет мало увеличиваться, рост спроса на нефть обусловит значительное увеличение импортного спроса на нее, который может возрасти на 50―60 %, т.е. превысит 3,0 млрд т вместо 2,0 млрд т в настоящее время. Основной прирост спроса на импорт нефти ожидается в развивающихся странах, где он может возрасти в 2,5―2,8 раза, в то время как импорт нефти развитыми странами возрастет на 30―35 %. Прогнозируется, что с учетом высокого экономического потенциала добычи нефти, основной прирост спроса на нефть будет удовлетворяться странами ОПЕК (до 90 % прироста), в результате чего их доля в мировой торговле нефтью возрастет с 69 % до 78-80 %. В этих условиях объемы возможного экспорта российской нефти и нефтепродуктов обуславливаются возможной минимизацией издер- 32 жек на добычу нефти, ее переработку и транспорт продукции, а также возможными объемами добычи и внутренним спросом на нефтепродукты. Объем российского экспорта нефти и нефтепродуктов в пределах 110―170 млн т не окажет, как и в прошлом, существенного влияния на развитие мирового рынка и на уровень мировых цен на нефть. Более того, доля России в международной торговле нефтью и нефтепродуктами снизится с 9 % в настоящее время до 4―5 % к концу рассматриваемого периода. Возможности стратегического для России маневра в сторону уменьшения в структуре экспорта жидких углеводородов доли сырой нефти с заменой ее продуктами нефтепереработки ограничены в силу жесткой конкуренции на этом сегменте энергетического рынка. Необходимо учитывать, что большое влияние на экспортные возможности страны и эффективность нефтяного экспорта оказывают, наряду с экономикой нефтяной отрасли, налоговая и таможенная политика государства. В рассматриваемой перспективе цены на природный газ на европейском и азиатском энергетическом рынках будут изменяться под воздействием факторов различной природы. На европейском газовом рынке в среднесрочной перспективе цены на газ по заключенным контрактам частично будут определяться привязкой к цене нефтепродуктов, что стимулирует их повышение в соответствии с ростом мировых цен на нефть. С другой стороны, программа либерализации рынка газа Европы обеспечивает условия для снижения цен на газ в странах ЕС. В свою очередь, ожидаемый резкий рост спроса на газ в этом регионе, особенно для нужд электроэнергетики, в период после 2010 г. вызовет необходимость привлечения на европейский газовый рынок дополнительных и более дорогих ресурсов из России, Африки и с Ближнего Востока. Кроме того, следует ожидать постепенного «отрыва» газовых цен от цен на нефть и нефтепродукты как в силу либерализации рынка, так и из-за качественных характеристик этого вида топлива. Азиатско-тихоокеанский газовый рынок в настоящее время зависит от поставок сжиженного газа, цена на который индексируется по цене сырой нефти. Цены на газ в азиатско-тихоокеанском регионе выше, чем в Европе, примерно на 20 %. Прогнозируемый рост потребности в газовом топливе приведет к быстрому развитию этого энергетического рынка, на котором появятся новые поставщики газа как сжиженного с Ближнего Востока и России (Сахалин), так и сетевого 33 — из России и других стран СНГ. Источники поставок газа для удовлетворения этого импортного спроса будут зависеть от экономической конкурентоспособности поставок. В ближайшие 20 лет в мире прогнозируется примерно полуторакратное увеличение спроса на энергетические угли. Природный газ и уголь будут конкурировать за второе место в мировом энергобалансе в зависимости от перспективной конъюнктуры мирового энергетического рынка. Крупнейшие мировые потребители угля (Китай, США, Индия и Россия) будут удовлетворять свои потребности в угле за счет собственный ресурсов. На международном угольном рынке будут доминировать поставки дешевого и качественного угля из Австралии, Южной Африки, Индонезии и Венесуэлы. В этих условиях не имеется оснований ожидать существенного роста экспорта угля из России, который, скорее всего, стабилизируется на современном уровне. Прогнозные оценки по электрической энергии показывают, что, учитывая прогрессивный характер, удобство использования и технологические свойства электрической энергии, динамика ее потребления в мире будет и впредь опережать темпы роста потребления энергоресурсов в целом. Темпы роста мирового спроса на электроэнергию составят до 3 % в год. Относительные ограничения дальности транспорта электроэнергии и технологические особенности взаимодействия электроэнергетических систем в совокупности с экономическими показателями стоимости экспортируемой электроэнергии сужают возможности ее экспорта из России. Принципиально конъюнктура спроса на электроэнергию позволяет рассматривать возможности её экспорта из России в Европу, страны СНГ и такие страны азиатскотихоокеанского региона (АТР) как Китай, Япония, Южная Корея. Однако реальные возможности и масштабы экспорта электроэнергии должны быть оценены в отраслевом разрезе исходя из его конкурентоспособности с учетом необходимых крупных инвестиций и мер технологической совместимости энергосистем России и стран-экспортеров электроэнергии. Наиболее вероятной тенденцией в перспективе станет: процесс обеспечения параллельной работы, объединения и интеграции национальных и региональных электроэнергетических систем на Евразийском пространстве, в котором Россия будет играть важнейшую роль. В целом перспективная мировая энергетическая ситуация дает основание прогнозировать как минимум сохранение или, 34 скорее всего, расширение уровня экспортного спроса на российские энергоресурсы с учетом выхода России на энергетические рынки АТР. Прогноз развития мировой энергетической ситуации позволяет определить емкость рынков экспорта российских энергоресурсов. Анализ показывает, что прирост спроса на нефть в Европе на период до 2020 г. составит порядка 180―200 млн т/год по сравнению с 1995 г., а по газу — 165―200 млрд м3. В тот же период прирост спроса на нефть в Азии составит 820―850 млн т, а по газу — 95―125 млрд м3. Прирост спроса на нефть в Европе в перспективе будет определяться необходимостью замещения выбытия нефти Северного моря из баланса этого региона, а в Азии — в основном расширением спроса, что создаст благоприятные условия на этом рынке для российского нефтяного экспорта при условии их конкурентоспособности. Увеличение спроса на газ в Европе объясняется как падением добычи газа в европейских странах, так и, главным образом, резким увеличением спроса на газ при либерализации рынка. В Азии рост потребности в импорте газа определяется расширением спроса. Несмотря на то, что перспективная емкость европейского рынка газа почти в два раза превышает емкость азиатского рынка, не представляется возможным отдать предпочтение одному из направлений на период до 2020 г. Безусловно, азиатский газовый рынок обещает большие преимущества в отдаленной перспективе, в то время как общая ситуация на европейском газовом рынке по итогам его либерализации и конкурентоспособность российского газа в новых условиях требуют дополнительного анализа и мониторинга. В целом перспективная мировая энергетическая ситуация дает основание прогнозировать как минимум сохранение или, скорее всего, повышение уровня экспортного спроса на российские энергоресурсы с учетом выхода России на энергетические рынки АТР. Основными видами экспортируемых энергоносителей на всю рассматриваемую перспективу останутся нефть и природный газ. Мировой энергетический рынок, скорее всего, будет развиваться в направлении, при котором объем спроса на российские энергоносители будет ограничиваться только их конкурентоспособностью. В то же время Россия располагает всеми возможностями для участия в процессе развития интеграции и объединения энергетических (электроэнергетических, трубопроводных) систем и инфраструктуры транспорта энергоносителей при создании единого Евразийского 35 энергетического пространства. Решение первой и второй проблем развития мировой экономики, т. е. истощение запасов топлива и нарушение экологии Земли, не должно явиться причиной торможения или снижения производительной силы общества и объема потребляемого каждым человеком продукции и услуг, а должно идти за счет существенного снижения удельных затрат энергоресурсов на их производство, а также ускоренного увеличения в их составе доли таких видов возобновляемых и невозобновляемых энергоресурсов, использование которых не сопровождается выделением в атмосферу SО2, СО2, и других парниковых газов и изъятием из атмосферы О2. Важнейшей проблемой является энергосбережение. В условиях экономии первичной энергии (топлива) необходима политика энергосбережения на всех этапах энергосбережения — от добычи до потребления. В сегодняшних условиях энергосбережение следует считать наиболее важным видом из всех потенциальных энергоресурсов. Подсчитано, что в среднем затраты на 1 т у.т., полученную за счет энергосбережения, в 4―5 раз меньше, чем затраты на 1 т у.т первичных энергоресурсов. В странах, где энергия достаточно дорога (Германия, Англия) растущие потребности в энергии в значительной мере удовлетворяются за счет выполнения мероприятий, связанных с энергосбережением. В Дании в течение нескольких лет темпы роста объемов производства выше, чем темпы роста энергопотребления. Однако прогнозируемая на ближайшее время структура потребления предполагает дальнейший рост (в основном невозобновляемого топлива) потребностей энергии. Поэтому расходы традиционного топлива будут возрастать, а время истощения его запасов будет приближаться. Кроме экологической существует и другая опасность: сам рост производства энергии. Эта опасность связана с большими потерями энергии, которые преобразуются в тепло, а следовательно, вызывают дополнительный нагрев околоземного пространства. Кроме того, органическое топливо является сырьем для ряда отраслей промышленности, и при его исчерпании нужно будет искать замену. Использование атомной энергии в качестве альтернативной влечет за собой еще более сильное тепловое загрязнение, чем при сжигании топлива. Ожидаемые последствия использования существующих способов преобразования энергии заставляют искать и применять как новые источники 36 энергии, свободные от недостатков, присущих топливным и атомным ресурсам, так и технологии, позволяющие использовать топливные и прочие энергоресурсы при значительно меньших потерях. Что касается новых энергоресурсов, это, главным образом, нетрадиционные источники энергии, перечень которых постоянно расширяется. В настоящее время идет поиск и применение новых технологий, которые позволяют производить необходимую продукцию при более низком потреблении энергоресурсов, энергетически более совершенных установок, аппаратов и систем, использование которых в действующей технологии позволяет полезно использовать и ту часть энергетического потенциала энергоресурсов, которая в настоящее время выбрасывается в окружающую среду. Эта часть энергоресурсов называется вторичными энергоресурсами или (ВЭР). В значительной степени перечисленные проблемы, связанные с энергообеспечением жизнедеятельности человечества могут быть решены при условии использования широкомасштабного энергоресурса — водорода. Вопросы для повторения 1. Какие отрасли входят в ТЭК? 2. По какому признаку классифицируются виды энергии? 3. Какова цель построения энергетической цепи? Какой показатель можно определить, используя эту модель? 4. Назовите основное различие в технологии отраслей ТЭК. 5. Какие факторы влияют на сложность управления электроэнергетикой? 6. Чем отличается по своим потребительским свойствам продукция электроэнергетической отрасли от продукции топливодобывающих отраслей? 7. Каковы технологические особенности энергетического производства? 8. Какие факторы определяют высокую степень концентрации производства в отраслях ТЭК? 9. Каковы особенности формирования среднеотраслевой себестоимости в отраслях ТЭК? Обоснуйте особенности издержек производства в отраслях ТЭК. 10. Какие виды запасов ископаемых ТЭР выделяют, с какой целью? 11. Виды и классификация ТЭР. 37 12. Основные характеристики ТЭР. Проанализируйте их и назовите наиболее высококачественные виды топлива. 13. Каковы причины скачка цен на мировом рынке нефти? 14. Какие факторы влияют на формирование цен на мировых рынках нефти и газа? Почему наблюдается корреляция между ценами газа и нефти? 15. Какие факторы могут способствовать снижению цен на продукцию нефтегазового комплекса? ГЛАВА 2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ ПРОИЗВОДСТВА И РАСПРЕДЕЛЕНИЯ ТОПЛИВНО-ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ РЕСУРСОВ 2.1. Основные элементы энергосистемы. Классификация энергогенерирующих установок Энергетика — одна из ведущих отраслей национальной экономики, охватывающая энергетические ресурсы, выработку, преобразование, передачу и использование различных видов энергии. Основными видами энергии, необходимыми отраслям экономики, являются электрическая и тепловая энергия. Электроэнергия является самым удобным энергоресурсом, именно с рациональным использованием электрической энергии связано ускорение научно-технического прогресса и рост производительности труда. Предприятия, обеспечивающие экономику электро - и теплоэнергией, образуют отрасль электроэнергетики. Эта отрасль включает энергогенерирующие, преобразующие и передающие установки. Энергогенерирующие установки можно классифицировать по ряду основных признаков:  по виду первичных энергоресурсов;  по процессам преобразования энергии;  по видам отпускаемой энергии;  по количеству и типам обслуживаемых потребителей;  по режиму работы. Предприятие, предназначенное для производства электрической энергии, называется электростанцией. 38 В настоящее время большая часть электроэнергии вырабатывается на тепловых, атомных и гидравлических электростанциях. Основным назначением тепловой электростанции (ТЭС) является выработка электроэнергии и теплоты за счет преобразования химической энергии топлива (угля, нефти, газа). По виду отпускаемой энергии (энергетическому назначению) различают конденсационные электростанции (КЭС), отпускающие энергию одного вида — электрическую, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), отпускающие электроэнергию и тепловую энергию с паром и горячей водой. По типу основного двигателя для привода электрогенератора различают ТЭС с паровыми и газовыми турбинами (паротурбинные и газотурбинные электростанции). Атомные электростанции (АЭС) преобразуют энергию расщепления ядер атомов тяжелых элементов в электрическую энергию и теплоту. Атомные электростанции, отпускающие потребителям электрическую и тепловую энергию, называют атомными теплоэлектроцентралями (АТЭЦ). Так же, как ТЭС и ТЭЦ, АЭС являются паротурбинными электростанциями. Гидроэлектростанции (ГЭС) преобразуют механическую энергию водного потока в электрическую. Разновидностью ГЭС являются гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС), потребляющие электроэнергию в периоды снижения электрических нагрузок (ночью) и вырабатывающие ее в периоды максимальных нагрузок, и приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов морской воды. В технологическом аспекте объединение энергогенерирующих установок и потребителей с помощью электрических и тепловых сетей образуют энергосистему. Комплекс Единой энергетической системы (ЕЭС) России включает в себя около шестисот тепловых и более ста гидроэлектростанций. Он охватывает около 9/10 территории страны. Тепловые электростанции на органическом топливе делятся в зависимости от вида используемого топлива на работающие на угле, местных видах топлива (сланцы, торф) и газомазутном топливе. По применяемым процессам преобразования энергии выделяются электростанции, в которых:  полученная тепловая энергия преобразуется в механическую, а затем в электрическую энергию — ТЭС, АЭС; 39  полученная солнечная энергия непосредственно превращается в электрическую с помощью фотоэлементов — солнечные электростанции (СЭС);  энергия воды и воздуха превращается в механическую энергию, а затем в электрическую — ГЭС, ГАЭС, ПЭС, ВЭС (ветряные электростанции). По видам отпускаемой энергии различают электростанции, отпускающие только электрическую энергию — ГЭС, ГАЭС, тепловые конденсационные электростанции (КЭС), атомные КЭС; отпускающие электрическую и тепловую энергию — ТЭЦ, атомные ТЭЦ и др. Теплоэлектроцентрали (ТЭЦ) кроме электроэнергии вырабатывают тепло. Использование тепла отработавшего пара при комбинированном производстве энергии обеспечивает значительную экономию топлива. Если отработавший пар или горячая вода используется для технологических процессов, отопления и вентиляции промышленных предприятий, то ТЭЦ называются промышленными. При использовании тепла для отопления и горячего водоснабжения жилых и общественных зданий городов ТЭЦ называются коммунальными (отопительными). Промышленно-отопительные ТЭЦ снабжают теплом как промышленные предприятия, так и население. Одним из наиболее эффективных способов производства электроэнергии является теплофикация. Под термином «теплофикация» следует понимать одновременное производство электрической и тепловой энергии в комбинированном цикле, т.е. совместную выработку электрической и тепловой энергии в одном агрегате (паротурбинном, газотурбинном или поршневом). В комбинированной выработке заключается основное отличие теплофикации от раздельного метода теплоэлектроснабжения, когда электрическая энергия вырабатывается на электростанциях, а тепловая — в котельных. Для определения комбинированного цикла в настоящее время также используется термин когенерация. По режиму работы различают базовые, маневренные или полупиковые, пиковые электростанции. Базовые электростанции работают в течение года с постоянной нагрузкой. Полупиковые могут снижать нагрузку от нескольких часов до нескольких суток. Пиковые электростанции включаются только на период максимума электрической нагрузки. 40 К первой группе относятся крупные, наиболее экономичные КЭС, атомные КЭС, ТЭЦ, работающие в теплофикационном режиме; ко второй группе — маневренные КЭС и ТЭЦ; к третьей группе — пиковые ГЭС, ГАЭС, газотурбинные установки ГТУ. Для каждого типа электростанции имеются также внутренние признаки классификации. Например, КЭС и ТЭЦ различаются по начальным параметрам, технологической схеме (блочные и с поперечными связями), единичной мощности блоков и т.п. АЭС классифицируются по типу реакторов (на тепловых и быстрых нейтронах), конструкции реакторов и др. При решении проблем экономического развития, выбора рациональной организационной схемы необходимо учитывать специфические особенности основных технологий отрасли. Технологическими особенностями производства электроэнергии и тепла относят являются следующие.  Совпадение во времени процесса производства и потребления энергетической продукции. Ни тепловую, ни электрическую энергию нельзя складировать и запасать. Энергосистемы должны выдавать столько энергии и мощности, сколько требуется в данный момент: Эпр  Эпотр  Эпот Qпр  Qпотр  Qпот , где Эпр — произведенная электрическая энергия, кВт·ч; Эпотр — потребленная электрическая энергия, кВт·ч; Эпот — потери электрической энергии при транспортировке, кВт·ч; Qпр — произведенная тепловая энергия, ГДж; Qпотр — потребленная тепловая энергия, ГДж; Qпот — потери тепла при транспортировке, ГДж. Эта особенность технологии обуславливает высокие требования к надежности работы энергосистем и качеству электроэнергии. Надежность является одним из важнейших требований в энергетике. Для обеспечения надлежащего уровня надежности в энергосистеме используется резервирование, т.е. создание резервов мощности, которые необходимы для замены вышедших из строя агрегатов, проведения ремонта энергосистем и поддержания качества выдаваемой энергии (частота и напряжение в электрической сети), а также резервные запасы топлива, воды и т.д. 41  Широкая взаимозаменяемость генерирующих установок в энергосистеме. Для производства электроэнергии используются все виды электростанций, а для производства тепла — конденсационные электростанции (КЭС), теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), гидростанции (ГЭС), атомные электростанции (АЭС) и др. Для производства тепла используются ТЭЦ, котельные или утилизационные установки. На этих станциях и котельных могут быть установлены агрегаты различных типов, работающие на разных параметрах пара и использующие различные виды топлива.  Взаимозаменяемость видов продукции, т.е. возможность использования различных энергоносителей в установках, например использование природного газа или электрической энергии в нагревательных печах, использование парового или электрического привода компрессоров и др.  Высокая динамичность энергопотребления, обуславливающая высокие требования к маневренности генерирующих установок, так как в каждый момент времени должно быть произведено такое количество энергии, которое требуется потребителю. Маневренность агрегата должна обеспечить возможность работы энергосистемы по заданному графику. В связи с тем, что система работает с переменным режимом и в течение суток, и в течение недели, месяца, года, генерирующие установки должны обладать широким диапазоном регулирования нагрузки. Наилучшими маневренными свойствами обладают ГЭС. Запуск в работу гидроагрегата составляет несколько минут. На тепловых станциях, использующих паротурбинные установки, это более длительный процесс — энергетический котел необходимо нагревать или остужать в течение 15―20 ч.  Необходимость создания энергосистем, включающих генерирующие установки разных типов. В результате — повышается надежность, уменьшаются резервы, а следовательно, экономятся средства; увеличивается единичная мощность установок; снижаются годовой и удельный расходы топлива; повышается эффективность ремонтных работ; осуществляется более полное и рациональное использование ресурсов. 42 2.2. Физические основы преобразования энергии В основе преобразования и использования различных видов энергии лежит ряд фундаментальных законов природы. К ним относятся первый и второй законы термодинамики, закон электромагнитной индукции, закон сохранения вещества. Первый закон термодинамики — это лишь иная формулировка закона сохранения энергии. Совокупность тел, способных энергетически взаимодействовать между собой и с телами, оставшимися за границами, выделяющими эту совокупность, называют термодинамической системой. В энергетике в качестве термодинамической системы рассматривают так называемое рабочее тело — вещество, посредством которого осуществляются рабочие процессы в энергетических установках. Для такой системы всю энергию можно считать состоящей из двух частей: макроскопической и микроскопической. Макроскопическая энергия представляет собой энергию движения системы как целого — это то, что мы называем механической энергией, а микроскопическая энергия включает в себя «скрытую» энергию частиц, т.е. внутреннюю энергию. Если две системы с разными температурами привести в соприкосновение, то возникнет поток тепла от более горячего тела к более холодному. Согласно закону сохранения энергии поступившее в систему тепло должно быть равно сумме приращения внутренней энергии системы и работы, совершенной системой за ее пределами (переданной через границы системы). Чтобы конструировать установки, потребляющие топливо и производящие полезную работу, необходимо знать ограничения, налагаемые вторым законом термодинамики. Сущность второго закона термодинамики состоит в констатации того факта, что любой естественный самопроизвольный процесс в природе протекает в определенном, присущем ему направлении и не может быть проведен в противоположном направлении без затраты энергии. Существует множество формулировок второго закона термодинамики. Приведем только те, которые наиболее просто объясняют протекание процессов в энергетических установках. Формулировка 1. Теплота не может сама собой переходить от более холодного тела к более нагретому. Формулировка 2. Невозможно создать периодически действующий двигатель, в результате действия которого производилась бы 43 положительная работа за счет взаимодействия его лишь с одним источником теплоты. Этой формулировкой устанавливается, что для работы любого теплового двигателя необходимо не менее двух источников теплоты с различной температурой. Следует подчеркнуть важную особенность тепловых процессов. Механическую работу, электрическую работу, работу электромагнитных сил и т.д. можно без остатка, полностью, превратить в тепло. Что же касается теплоты, то только часть ее может быть превращена в периодически повторяющемся процессе в механическую и другие виды работ; другая ее часть неизбежно должна быть передана холодному источнику. На основе второго закона термодинамики вводится также понятие обратимого процесса. Обратимым называется процесс, после проведения которого система сохраняет возможность вернуться в первоначальное состояние, так что ни в системе, ни во взаимодействовавших с ней телах не произойдут какие-либо конечные изменения. Не удовлетворяющий этому условию процесс называется необратимым. Источниками необратимости являются разность температур при теплообмене, трение, диффузия и др. Очевидно, что обратимые процессы — это абстракция и все реальные процессы в той или иной степени необратимы. Однако при обратимых процессах достигаются наилучшие характеристики. Поэтому анализируются обратимые процессы, а влияние необратимости учитывается введением эмпирических коэффициентов. В энергетических установках для получения механической и электрической энергии из энергии топлива (тепловой энергии) организуются круговые процессы, в результате которых рабочее тело возвращается в исходное состояние. Такие процессы еще называют циклами. В зависимости от того, как организован цикл, насколько обратимы протекающие в нем процессы, каково рабочее тело, параметры холодного и горячего источника, зависит эффективность получения работы. Эффективность цикла принято определять коэффициентом полезного действия, который в обобщенном виде можно выразить следующей формулой: η  t Q Q 1 2 Q 1  L , Q1 44 где Q - тепло, полученное от горячего источника; Q - тепло, пере2 1 данное холодному источнику; L - полезная работа, совершенная в цикле. Для простоты представления наиболее характерных циклов энергетических установок представим их графически только в координатах T, s (T, s - диаграммах), где Т — температура рабочего тела (по шкале Кельвина), s — энтропия рабочего тела. Энтропия — это показатель, характеризующий степень обратимости любого процесса. При абсолютном нуле температур (T = 0 K) и любых давлениях энтропия всех веществ равна нулю (третий закон термодинамики). Знание абсолютного значения энтропии необходимо для расчета химического равновесия, в термодинамике ее чаще всего отсчитывают от некоторого условного начала отсчета, так как в технических расчетах представляют интерес изменения энтропии в какихлибо процессах. Функционирование цикла подчиняется описанным выше законам термодинамики. Цикл, представленный в T, s - диаграмме последовательностью линий, следующей по часовой стрелке, называют прямым циклом или циклом двигателя. При минимальном числе источников теплоты (двух) прямой цикл может быть обратимым, если теплообмен происходит при постоянных температурах (изотермическим) и бесконечно малой разнице между температурами рабочего тела и источников теплоты, переход от одного источника к другому осуществляется без теплообмена (адиабатно) и во всех процессах отсутствует трение. Такой цикл, состоящий из двух изотерм и двух адиабат, называется прямым обратимым циклом Карно (рис. 2.1). Термический КПД цикла Карно можно выразить формулой η  1  T2 ( s 2  s1) /[T1 ( s 2  s1)], откуда η1  1  T2 /[T1 ] , где Т1 — температура горячего источника; Т2 — температура холодного источника. Доказано, что термический КПД цикла Карно является пределом возможности преобразования теплоты в работу с помощью теплового двигателя в заданных условиях. В определенном интервале темпера- 45 тур Т1 и Т2 любой произвольный обратимый цикл имеет термический КПД ниже, чем КПД цикла Карно. Т 1 • Адиабатическое сжатие • Т2 4 2 Адиабатическое расширение Т1 Изотермическое расширение • Изотермическое• 3 сжатие s1 s2 s Рис. 2.1. Цикл Карно в T, s - координатах КПД любого произвольного обратимого цикла можно также представить в том же виде, что и КПД цикла Карно, используя показатели средней температуры подвода Тср1 и отвода Тср2 тепла: Т ср2 η  1 . t Т ср1 Основное производство электрической энергии за счет использования энергии сжигаемого топлива осуществляется в паротурбинных, газотурбинных и парогазовых установках. Графическое представление циклов показано на рис.2.2―2.4. Цикл Ренкина (рис. 2.2), по которому работают паротурбинные установки, так же как и цикл Брайтона (рис. 2.3), представляет собой совокупность процессов, состоящих из двух изобар (процессов протекающих при постоянном давлении) и двух адиабат (процессов, протекающих без теплообмена с окружающей средой). Однако, как видно из графического представления циклов, форма их различна. Объясняется это тем, что в цикле Ренкина в качестве рабочего тела используется вода и водяной пар, которые в процессе реализации цикла испытывают фазовые превращения перехода из одного состояния в другое (из жидкого в газообразное и наоборот). В цикле же Брайтона рабочее тело всегда находится в газообразном состоянии. 46 Т P1 = const q1 1 Т1 3 P2 = const Т2 2’ q2 2 s Рис. 2.2. Цикл Ренкина (цикл паротурбинной установки) Т 1 q1 3 2 q2 2’ S Рис. 2.3. Цикл Брайтона (цикл газотурбинной установки) На всех этих диаграммах линия 1—2 представляет процесс обратимого адиабатного расширения пара в турбине, являющейся в этом случае, согласно уравнению, процессом изоэнтропным (т.е. процессом при постоянной энтропии). Линия 2―2’ соответствует изобарному (а в двухфазной области он является и изотермическим) процессу отвода теплоты q2 при конденсации влажного пара. Обратимый адиабатный (т.е. тоже изоэнтропный) процесс сжатия воды в насосе представлен линией 2’―3, а все последующие стадии подвода теплоты q1 для получения перегретого пара в котле (нагрев воды до кипения, парообра- 47 зование, перегрев) изображаются различными участками изобары 3— 1. Действительный цикл комбинированной установки в T, s - диаграмме представлен на рис. 2.4 (цикл Брайтона―Ренкина). Здесь цикл 1—2—2’―3―1 есть цикл газотурбинной установки (ГТУ), в которой газ после расширения в турбине (точка 2) при атмосферном давлении охлаждается в газоводяном подогревателе (ГВПД) до состояния 2’, отдавая теплоту питательной воде цикла паротурбинной установки (ПТУ), и только после этого отдает теплоту q2Г окружающей среде. В цикле ПТУ 4—5—5’—6—7―4 подогрев питательной воды от состояния 6 до состояния 7 производится в газовом подогревателе за счет теплоты газа ГТУ, а дальнейший подвод теплоты q1В осуществляется за счет сжигания топлива в котле. Таким образом, комбинированный цикл является частично бинарным, т.е. в низкотемпературном цикле часть теплоты (та, что подводится к газоводяному подогревателю) получена из высокотемпературного цикла, а остальная часть — от продуктов сгорания топлива. Т 1 3 2 2’ q1В q2Г 7 P1 = const 4 Т1 P2 = const 6 Т2 5’ 5 s Рис. 2.4. Цикл Брайтона―Ренкина 2.3. Принципиальные схемы работы электростанций различных типов 48 Тепловые электростанции являются основой электроснабжения страны. На долю ТЭС приходится в настоящее время около 80 % всей вырабатываемой электроэнергии России. Как было отмечено ранее, ТЭС включают конденсационные электростанции (КЭС), предназначенные только для выработки электроэнергии, а также теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые помимо электроэнергии обеспечивают потребителей паром и горячей водой. Принципиальная тепловая схема КЭС, работающей на органическом топливе, представлена на рис. 2.5. На этой схеме пар из котла 1 направляется по паропроводу в турбину 2, «сидящую» на одном валу с электрическим генератором 3. Отработавший пар в турбине конденсируется в конденсаторе 4, охлаждаемом циркулирующей в трубках технической водой. Конденсат турбины насосом 5 через регенеративные подогреватели 6 подается вновь в котел 1. Кинетическая энергия пара приводит во вращение турбину, на одном валу с которой находится электрический генератор. Выработанная электрическая энергия отводится от этого генератора к внешним потребителям через повышающие трансформаторы. 2 3 1 4 6 5 Рис. 2.5. Принципиальная тепловая схема КЭС Электростанции на органическом топливе в настоящее время используют перегретый пар. Температура перегрева выбирается в зависимости от конструкционных материалов, применяемых для изготовления пароперегревателей, паропроводов и некоторых элементов турбины. В настоящее время температура пара перед турбиной обычно 49 принимается равной 540 °С при давлении пара перед турбиной до 23,5 МПа. Паровые котлы и паровые турбины являются основными агрегатами тепловой электростанции. Принципиальная схема газотурбинной установки Простейшая газотурбинная установка (ГТУ) состоит из воздушного компрессора, камеры сгорания и газовой турбины, которая служит для привода электрического генератора и компрессора (рис. 2.6). Принцип работы ГТУ следующий: атмосферный воздух в компрессоре сжимается и под давлением поступает в камеру сгорания, куда подается также газообразное или жидкое топливо. Образовавшиеся продукты сгорания направляются из камеры сгорания в газовую турбину, для которой они служат рабочим телом. Отработавшие в турбине продукты сгорания выбрасываются в атмосферу. Топливо Топливо 2 3 1 6 4 5 Воздух из атмосферы 7 Отработавшие газы 8 Рис 2.6. Принципиальная схема ГТУ Большая часть мощности газовой турбины (до 65 %) передается электрическому генератору, остальная потребляется воздушным компрессором. Газотурбинные установки имеют следующий принцип работы. Воздух из атмосферы поступает в компрессор низкого давления 4 и сжимается. Для снижения температуры воздуха используется воздухо- 50 охладитель 7. После этого для повышения давления воздух подается в компрессор высокого давления 1 и далее поступает в камеру сгорания 2, куда одновременно подводится топливо. Большое количество воздуха в этой установке необходимо для снижения температуры продуктов сгорания до необходимых пределов, определяемых жаропрочностью лопаток турбины. После камер сгорания 2 и 3 газы поступают в газовую турбину высокого и низкого давления 8 и 6. Там они, расширяясь, совершают работу, вращая вал турбины. На одном валу с турбиной низкого давления находится электрический генератор 5, вырабатывающий электрическую энергию. Электростанции с ГТУ обладают следующими преимуществами: 1) за счет повышения средней температуры подвода тепла к турбине (температура газа на входе турбины находится в пределах 750 — 1500 °С) эти электростанции имеют повышенные значения КПД. Благодаря тому, что в этих установках отсутствует необходимость передачи тепла сжигаемого топлива рабочему телу, которым являются сами продукты сгорания, отпадает нужда в парогенерирующих поверхностях нагрева, работающих при высоких температурах в парогенераторах; 2) электростанции с газотурбинными установками имеют более низкие удельные показатели стоимости по сравнению с обычными ТЭС за счет снижения габаритных размеров зданий станции и стоимости оборудования; 3) сроки строительства таких станций вдвое меньше, чем паротурбинных электростанций; 4) газотурбинные установки обладают повышенной эксплуатационной маневренностью. Благодаря этому имеется возможность быстрого пуска и подъема нагрузки на этих станциях. Поэтому ГТУ можно успешно использовать в пиковых режимах, а также в аварийных ситуациях в системе; 5) таким электростанциям нужно значительно меньшее количество охлаждающей воды. В то же время электростанции с газотурбинными установками не получили широкого распространения в электроэнергетических системах, что объясняется некоторыми их недостатками: 1) тепловая экономичность ГТУ в настоящее время пока не велика и не превышает 33 %; 51 2) в настоящее время имеются ограниченные возможности повышения единичной мощности таких установок. Единичная мощность ГТУ составляет не более 100―150 МВт; 3) электростанции с ГТУ имеют повышенные расходы на собственные нужды, а также повышенные мощности вспомогательных механизмов. В настоящее время ГТУ используются в пиковых и полупиковых режимах с временем работы 1000―1500 ч/год. ГТУ применяются на ТЭЦ, а также на металлургических и химических заводах в качестве дополнительного источника энергии. Принципиальная схема парогазовых установок Парогазовые электростанции представляют собой сочетание паровых и газовых турбин. Такое объединение позволяет снизить потери отработавшей теплоты газовых турбин или теплоты уходящих газов паровых котлов, что обеспечивает повышение КПД парогазовых установок (ПГУ) по сравнению с отдельно взятыми паротурбинными и газотурбинными установками. В настоящее время различают парогазовые установки двух типов: а) с высоконапорными котлами и со сбросом отработавших газов турбины в топочную камеру обычного котла; б) с использованием теплоты отработавших газов турбины в котле. Принципиальные схемы ПГУ этих двух типов представлены на рис. 2.7 и 2.8. На рис. 2.7 представлена принципиальная схема ПГУ с высоконапорным паровым котлом (ВПГ) 1, в который подается вода и топливо, как и на обычной тепловой станции для производства пара. Пар высокого давления поступает в конденсационную турбину 5, на одном валу с которой находится генератор 8. Отработавший в турбине пар поступает сначала в конденсатор 6, а затем с помощью насоса 7 направляется снова в котел 1. 52 Топливо 5 8 1 3 2 4 6 Воздух 7 Рис 2.7. Принципиальная схема ПГУ с ВПГ В то же время образующиеся при сгорании топлива в котле газы, имеющие высокую температуру и давление, направляются в газовую турбину 2. На одном валу с ней находятся компрессор 3, как в обычной ГТУ, и другой электрический генератор 4. Компрессор предназначен для нагнетания воздуха в топочную камеру котла. Выхлопные газы турбины 2 подогревают также питательную воду котла. Такая схема ПГУ обладает тем преимуществом, что в ней не требуется дымососа для удаления отходящих газов котла. Следует заметить, что функцию дутьевого вентилятора выполняет компрессор 3. КПД такой ПГУ может достигать 43 %. На рис. 2.8 показана принципиальная схема другого типа ПГУ. В отличие от ПГУ, представленной на рис. 2.7, газ в турбину 2 поступает из камеры сгорания 9, а не из котла 1. Далее отработавшие в турбине 2 газы, насыщенные до 16―18 % кислородом благодаря наличию компрессора, поступают в котел 1. Такая схема (рис. 2.8) обладает преимуществом перед рассмотренной выше ПГУ (рис. 2.7), так как в ней используется котел обычной конструкции с возможностью использования любого вида топлива, в том числе и твердого. В камере сгорания 3 при этом сжигается значительно меньше, чем в схеме ПГУ с высоконапорным паровым котлом, дорогостоящего в настоящее время газа или жидкого топлива. 53 Топливо Воздух 5 8 Топливо 1 9 6 2 7 3 4 Рис 2.8. Принципиальная схема ПГУ (сбросная схема) Такое объединение двух установок (паровой и газовой) в общий парогазовый блок создает возможность получить также и более высокие маневренные качества по сравнению с обычной тепловой станцией. Принципиальная схема атомных электростанций По назначению и технологическому принципу действия атомные станции практически не отличаются от традиционных тепловых станций. Их существенное различие заключается, во-первых, в том, что на АЭС в отличие от ТЭС пар образуется не в котле, а в активной зоне реактора, а во-вторых, в том, что на АЭС используется ядерное топливо, в состав которого входят изотопы урана-235 (U-235) и урана-238 (U-238). Особенностью технологического процесса на АЭС является также образование значительных количеств радиоактивных продуктов деления, в связи с чем атомные станции технически более сложны по сравнению с тепловыми станциями. Схема АЭС может быть одноконтурной, двухконтурной и трехконтурной (рис. 2.9). 54 4 1 5 6 а) 4 1 3 5 8 6 б) 4 2 3 1 5 6 7 8 в) Рис. 2.9. Принципиальные схемы АЭС Одноконтурная схема (рис. 2.9,а) наиболее проста. Выделившееся в ядерном реакторе 1 вследствие цепной реакции деления ядер тяжелых элементов тепло переносится теплоносителем. Часто в качестве теплоносителя служит пар, который далее используется как на обычных паротурбинных электростанциях. Однако образующийся в реакторе пар радиоактивен. Поэтому для защиты персонала АЭС и окру- 55 жающей среды большая часть оборудования должна иметь защиту от излучения. По двух- и трехконтурной схемам (рис. 2.9,б и 2.9,в) отвод тепла из реактора осуществляется теплоносителем, который затем передает это тепло рабочей среде непосредственно (например, как в двухконтурной схеме через парогенератор 3) или через теплоноситель промежуточного контура (например, как в трехконтурной схеме между промежуточным теплообменником 2 и парогенератором 3). На рис. 2.9 цифрами 5, 6 и 7 обозначены конденсатор и насосы, выполняющие те же функции, что и на обычной ТЭС. Ядерный реактор часто называют «сердцем» атомной электростанции. В настоящее время существует довольно много видов реакторов. В зависимости от энергетического уровня нейтронов, под воздействием которых происходит деление ядерного топлива, АЭС можно разделить на две группы:  АЭС с реакторами на тепловых нейтронах;  АЭС с реакторами на быстрых нейтронах. Под воздействием тепловых нейтронов способны делиться лишь изотопы урана-235, содержание которых в природном уране составляет всего 0,7 %, остальные 99,3 % ― это изотопы урана-238. Под воздействием нейтронного потока более высокого энергетического уровня (быстрых нейтронов) из урана-238 образуется искусственное ядерное топливо плутоний-239, которое используется в реакторах на быстрых нейтронах. Подавляющее большинство эксплуатируемых в настоящее время энергетических реакторов относится к первому типу. Принципиальная схема атомного энергетического реактора, используемого в двухконтурной схеме АЭС, представлена на рис. 2.10. Ядерный реактор состоит из активной зоны, отражателя, системы охлаждения, системы управления, регулирования и контроля, корпуса и биологической защиты. Активная зона реактора — область, где поддерживается цепная реакция деления. Она слагается из делящегося вещества, замедлителя и отражателя нейтронов теплоносителя, регулирующих стержней и конструкционных материалов. Основными элементами активной зоны реактора, обеспечивающими энерговыделение и самоподдерживающими реакцию, являются делящееся вещество и замедлитель. Активная зона отдалена от внешних устройств и работы персонала зоной защиты. 56 Рис. 2.10. Принципиальная схема энергетического атомного реактора: 1―активная зона; 2―тепловыделяющие элементы (твэлы); 3―отражатель; 4―защита; 5―теплоноситель; 6―теплообменник; 7―паровая турбина; 8―конденсатор; 9―электрический генератор Ядерное топливо вводится в активную зону в виде так называемых тепловыделяющих элементов — твэлов. В твэлах ядерное топливо загружается в объем, создаваемый металлической оболочкой, которая предохраняет топливо от химического воздействия теплоносителя и препятствует неконтролируемому уходу топлива из объема наружу. Твэлы делаются обычно в виде тонких стержней для того, чтобы улучшить условия теплоотвода и замедления нейтронов. Количество таких тепловыделяющих элементов может достигать нескольких тысяч. Твэлы обычно изготавливают из циркония, алюминия, нержавеющей стали. В качестве замедлителей, способствующих изменению процесса протекания цепной реакции, используются графит и тяжелая вода. В качестве отражателей используются устройства, содержащие практически те же вещества, которые служат замедлителями. Цель отражателей — уменьшить утечку нейтронов и тем самым улучшить условия самоподдержания процесса деления ядер урана-235. Энергия, выделенная в результате реакций деления, отводится из активной зоны теплоносителем. Выбор теплоносителя в значительной степени определяется областью энергий нейтронов, где происходит большая часть реакций деления. 57 В соответствии с классификацией реакторов по виду теплоносителя и замедлителя среди отечественных реакторов на тепловых нейтронах выделяются:  водографитовые реакторы, в которых теплоносителем является вода, замедлителем ― графит. В данную группу входят реакторы большой мощности канальные (РБМК). АЭС с РБМК имеют одноконтурную схему;  водоводяные реакторы с водой под давлением (ВВЭР), в которых замедлителем и теплоносителем служит обессоленная вода. АЭС с ВВЭР имеют двухконтурную схему. АЭС с реакторами на быстрых нейтронах (РБН) имеют трехконтурную схему: в первом контуре теплоносителем является жидкий радиоактивный натрий (или калий), во втором ― нерадиоактивный натрий (или калий), в третьем ― нерадиоактивная вода, нагреваемая в парогенераторе теплом нерадиоактивного натрия второго контура. Нерадиоактивный насыщенный пар третьего контура поступает в паровую турбину. Первая в мире атомная электростанция была введена в эксплуатацию в 1954 г. в г. Обнинске. Первой промышленной атомной теплоэлектроцентралью (АТЭЦ) в нашей стране стала Билибинская АЭС (Чукотский автономный округ), которая успешно эксплуатируется более 30 лет. В настоящее время также прорабатываются проекты по использованию атомной энергии для целей теплоснабжения. Электрооборудование ТЭС и принципиальная схема энергосистемы Работа электрогенератора основана на известном законе электромагнитной индукции Фарадея, согласно которому в проводнике, движущемся в магнитном поле и пересекающем магнитные силовые линии, возникает электродвижущая сила (ЭДС), направление которой определяется правилом правой руки. Индуцируемая ЭДС при движении проводника перпендикулярно силовым линиям магнитного поля определяется значением индукции, длиной проводника и скоростью его перемещения. Турбогенератор — это электромеханический трехфазный индукционный генератор переменного тока. Ротор его представляет собой электромагнит, обмотки которого питаются постоянным током от специального возбудителя. Роторы генератора и возбудителя имеют 58 обычно общий вал. Мощность возбудителя не превышает нескольких процентов мощности генератора. При вращении ротора — электромагнита ― образуется вращающееся магнитное поле, а в обмотках статора, пересекаемых этим магнитным полем, наводится переменная ЭДС. Ротор турбогенератора имеет одну пару полюсов; обмотки статора выполняются из трех секций, сдвинутых относительно друг друга по окружности на 120°. В процессе работы генератора в его обмотках (рис. 2.11) индуцируется переменный трехфазный ток, представляющий совокупность трех однофазных переменных токов, сдвинутых по фазе на 1/3 периода. Рис. 2.11. Схема работы трехфазного генератора с одной парой полюсов Паровые турбины тепловых и атомных электростанций — машины быстроходные, их роторы вращаются со скоростью 3000 об/мин, а частота индуцируемого переменного тока составляет 50 Гц. В этом случае ротор генератора — электромагнит с одной парой полюсов. Получить переменный ток такой же частоты можно и при более медленном вращении ротора. Для генераторов, работающих на сеть с частотой f = 50 Гц, ротор можно вращать в 2, 3, 4... раза медленнее, устанавливая на роторе соответственно 2, 3, 4... пары полюсов; тогда период генерируемого тока будет соответствовать времени, необходимому для поворота ротора соответственно на 1/2, 1/3, 1/4... долю окружности. Многополюсные роторы, имеющие, например, 48 пар полюсов, применяются на тихоходных турбинах гидростанций. Важное преимущество переменного тока — простота преобразования напряжения, что особенно важно для передачи его на большие расстояния. В зависимости от мощности генератора выработка электроэнергии осуществляется при напряжении 10 500―20 000 В. Пере- 59 давать электроэнергию на далекие расстояния при таких напряжениях невыгодно, потери в линии из-за нагрева проводов будут велики. Основной путь уменьшения потерь — уменьшение силы тока в линии электропередачи при одновременном повышении напряжения. Повышение напряжения в линии электропередачи и снижение его в местах потребления электроэнергии производятся с помощью трансформаторов, действие которых основано на явлениях магнитной индукции (рис. 2.12). Рис. 2.12. Схема трансформатора: n1, n2 — число витков обмотки трансформатора; I1, I2 — величина тока; U1, U2 — напряжение на первичной и вторичной обмотках В результате прохождения переменного тока по первичной обмотке в железном сердечнике трансформатора возникает переменный магнитный поток Ф, возбуждающий ЭДС во вторичной обмотке. Если во вторичной обмотке число витков больше, чем в первичной, напряжение будет повышаться, а ток уменьшаться. Напряжения и токи в первичной и вторичной обмотках трансформатора в зависимости от числа витков связаны соотношениями n1  I2  U1 . n2 I 1 U 2 Трансформаторы устанавливаются на подстанциях электростанций и у потребителей, обеспечивая последних электроэнергией необходимого для их работы уровня напряжения. Группа электростанций, связанных электрическими сетями между собой и с потребителями электроэнергии образуют энергосистему. Независимо от удаления входящих электростанций и протяженности линий электропередач (ЛЭП), все они представляют собой единое целое, связанное общностью режима работы и непрерывностью процесса производства и распределения электроэнергии. На электростанциях электроэнергия вырабатывается на напряжении 6 —10 кВ, а затем повышается на подстанциях электростанций. 60 Повышение напряжения при передаче электроэнергии имеет положительный эффект, так как приводит к снижению потерь в электрической сети, уменьшает требуемое сечение проводов ЛЭП, а следовательно, капиталовложения на сооружение ЛЭП и подстанций. Передача электроэнергии на большие расстояния осуществляется на напряжении 110, 220, 500, 750 и 1150 кВ. Чем выше напряжение, тем больше экономически обоснованная дальность передачи электроэнергии. Электрические сети по уровню напряжения и масштабу передачи электроэнергии делятся:  на распределительные (напряжением от 220 В до 6 кВ);  на районные и региональные (с напряжением от 6 кВ до 110 кВ);  на системные (напряжением от 220 кВ до 1150 кВ). Понижение напряжения осуществляется обычно в несколько этапов на подстанциях городов, предприятий и жилых районов (рис. 2.13). Электростанции в энергосистеме объединяются для параллельной работы по электрической нагрузке. Такое объединение имеет ряд экономических преимуществ. В силу технологических особенностей электроэнергетики в каждый момент времени выработка электроэнергии должна соответствовать потреблению и покрывать потери. Нарушение этого баланса приводит к снижению качества электроэнергии, что не только приводит к снижению энергоэффективности, но и может приводить к серьезным авариям. Так, повышение потребления без возможности соответствующего увеличения выработки приводит к снижению частоты, что, в свою очередь, вызывает нарушение производственных процессов и может привести к отключению электрогенераторов на электростанциях. Резкое снижение нагрузки вызывает повышение частоты и также может привести к отключению электрогенераторов. Размеры электропотребления не остаются постоянным в течение суток, недели, года, изменяясь в зависимости от режима работы промышленных потребителей и коммунально-бытовой нагрузки. Имеют место и сезонные изменения нагрузки. Для обеспечения бесперебойного энергоснабжения необходимо иметь резерв мощности, готовый к покрытию нагрузки при случайных ее изменениях. В энергосистеме величина такого резерва существенно меньше, чем при изолированной работе электростанций. 61 Электростанция Г Г 10 – 20 кВ Повышающие трансформаторы 110 220 500 кВ Линия передачи Понижающая подстанция Городские линии (кабель) 35 кВ Промежуточная подстанция 6 кВ Подстанция жилого района Подстанция завода 220 кВ Рис. 2.13. Схема передачи и распределения электроэнергии Параллельная работа электростанций создает условия для более рационального использования их мощностей и обеспечивает снижение себестоимости производимой электроэнергии. В ходе развития электроэнергетической отрасли отдельные энергосистемы были объединены в ОЭС — объединенные энергосистемы, которые с помощью межсистемных ЛЭП напряжением 500 кВ и более сформировали Единую энергосистему — ЕЭС. Объединенные в энергосистеме электростанции существенно различаются по уровню энергоэффективности. Суммарный коэффициент использования топлива для паротурбинных конденсационных электростанций достигает 33 %. Тот же показатель для ТЭЦ может превышать 80 %, для газотурбинных электростанций достигает 36 %. Для парогазовых электростанций этот показатель превышает 43 %. 62 Основными факторами снижения капиталовложений и потерь энергии при ее передаче является повышение напряжения и совершенствование систем автоматизации управления. Для тепловых сетей эта задача решается путем повышения качества трубопроводов и совершенствования систем автоматизации. 2.4. Технологическая цепочка нефтегазовой промышленности. Разведка нефтегазовых месторождений Нефтяная и газовая отрасли являются сложными отраслями в технологическом и структурном отношениях. Для обеспечения добычи нефти и газа, производства продуктов нефте- и газопереработки, их доставки потребителям требуется участие многих организаций и предприятий, осуществляющих различные технологические процессы, тесно связанные между собой. В соответствии с принятой в настоящее время технологической специализацией можно выделить следующие виды деятельности:  поиск и разведка месторождений;  строительство скважин нефтяных, газовых, нагнетательных и др.;  добыча нефти, газа, конденсата;  переработка нефти и газа, нефте- и газохимия;  транспорт и хранение нефти, газа и продуктов их переработки;  сбыт нефти, газа и продуктов их переработки;  строительство нефтепродуктопроводов, газопроводов, хранилищ и нефтебаз. Основными звеньями, или переделами, «нефтяной и газовой цепочки» являются добыча и переработка нефти и газа. Они находятся в очень тесной взаимосвязи. При падении объемов добычи нефти сокращается выпуск нефтепродуктов и наоборот. В технологическом отношении переделы в нефтяной и газовой отрасли имеют сходные черты и различия. Наиболее сходными являются геолого-разведочные работы и строительство скважин и трубопроводов. Поиск и разведка месторождений 63 Базой для развития нефтяной и газовой промышленности служит подготовка месторождений углеводородов для промышленного освоения, осуществляемая в процессе проведения геолого-разведочных работ (ГРР). Геолого-разведочный процесс представляет собой комплекс взаимосвязанных, осуществляемых в определенной последовательности работ. В нем выделяют три этапа: региональный, поисковый, разведочный. Каждый из них состоит из стадий, различающихся между собой объектов, методов исследований, методик проведения работ и объемов материальных, трудовых и финансовых ресурсов. В газовой отрасли сформирована система мониторинга сырьевой базы, который проводится на региональном этапе ГРР. Геолого-экономический мониторинг сырьевой базы углеводородов — сумма методов, технологических приемов и программ комплексной оценки объекта исследования (территории, комплекса пород и т. д.) с момента определения перспектив его нефтегазоносности до определения наиболее приоритетных направлений поисково-разведочных работ. Мониторинг включает:  количественную оценку начальных потенциальных ресурсов объекта исследований;  определение перспективных территорий с наибольшими прогнозными ресурсами;  выделение участков, предпочтительных для приобретения прав недропользования;  геолого-экономическую оценку ресурсов этих территорий и определение первоочередных направлений геологоразведочных работ;  ранжирование перспективных на нефть и газ территорий по степени экономической привлекательности их освоения. На первом этапе мониторинга особое место занимает количественная оценка общего объема невыявленных ресурсов и их распределение по залежам различной величины (крупности), так как более корректной экономической оценке подлежат лишь локализованные ресурсы. В полном объеме ранжирование территорий с доказанной нефтегазоносностью по степени наивысшей перспективности проводится лишь для слабо или совсем не изученных регионов и комплексов пород. В других случаях на этом этапе оценивается наличие остаточных 64 ресурсов нефти и газа. В основе ранжирования территории по степени наивысшей перспективности лежит использование концептуальных (теоретических) подходов, эмпирических методов и статистических моделей. С помощью этого инструментария геологами-экспертами анализируется весь имеющийся объем геолого-геофизической и ресурсно-статистической информации. Оценка проводится по каждому нефтегазоносному комплексу отдельно. Далее осуществляется сложение структурных планов с выделением зон наивысших ресурсных перспектив. Эта работа позволяет уменьшить неопределенности, снизить риски при постановке поисково-разведочных работ. При расчетах главными итоговыми показателями являются надежность проекта освоения месторождения и уровень экономического риска, который характеризуется коэффициентом предпочтимости. Этот коэффициент является основой ранжирования локальных объектов по первоочередности проведения поисково-разведочных работ (ПРР). Чем выше его значение, тем разведка данного объекта более привлекательна для предполагаемого инвестора. Этим этапом завершается технологическая цепочка исследований, согласно которым разрабатывается план поисково-разведочных работ региона (комплекса пород) и проводятся геолого-разведочные работы. Для уточнения результатов геологических исследований и поисковых работ проводится сооружение опытных скважин. Полученная геолого-геофизическая информация анализируется и интерпретируется геологами-экспертами, что расширяет их знания об объекте и позволяет уточнить качественную и количественную оценку исследуемой сырьевой базы. В свою очередь, это позволяет снизить неопределенность при определении зон наивысших остаточных перспектив газонефтеносности и провести уточненную геологоэкономическую оценку локализованных ресурсов, т.e. цепочка геолого-экономического мониторинга получает обратную связь. Конечная цель мониторинга в поисково-разведочных работах ресурсного потенциала исследуемого региона или комплекса пород — формирование у менеджмента компании объективного представления о коммерческой ценности прогнозируемых к открытию месторождений, и оценка целесообразности вложения капитала для потенциального инвестора. После определения необходимых параметров залежи для подсчета запасов нефти и газа начинается этап проектирования систем разра- 65 ботки. Определяются места проведения буровых работ для сооружения добывающих, нагнетательных и других видов скважин, использование которых обеспечивает восполнение и наращивание мощности по добыче нефти и газа, а также контроль за гидродинамическими процессами, происходящими в продуктовых пластах, пополняются сведения о геологическом строении, уточняются сведения о запасах и т.д. Эти данные поступают в информационную базу геологоэкономического мониторинга. Районы проведения буровых работ различаются особенностями геологического строения, климатом, рельефом местности, развитием общей инфраструктуры, что оказывает существенное влияние на результативность буровых работ и, конечно, стоимость проводимых работ. 2.5. Технологический цикл нефтяной отрасли Добыча нефти Технологический цикл нефтяной промышленности состоит из нескольких основных процессов (рис. 2.14). На базе технологического цикла организована нефтяная промышленность. Весь цикл делится на два блока: первый блок, upstream, т. е. вверх по течению (от разведки до добычи и транспортировки). Второй блок называется downstream — от переработки до продажи нефтепродуктов. Задачами нефтедобычи являются рациональная разработка нефтяных залежей наиболее эффективными способами, обеспечивающими максимальное извлечение подземных запасов в заданные сроки; организация сбора нефти и предварительной очистки продукции. Практически вся добываемая в мире нефть извлекается из скважин, проходимых бурением с земной поверхности или со дна морских водоемов. Все известные технологии нефтедобычи делят на три группы: первичные, вторичные и третичные. Наиболее дешевым методом добычи нефти, используемым на первом этапе промышленной нефтедобычи, является фонтанный способ, при котором нефть естественным путем поступает из земли, вытесняемая пластовым давлением. В ходе технического прогресса были созданы различные механические устройства для извлечения нефти. 66 1-й блок upstream Первым из них стали глубинные насосы, использование которых впервые было предложено русским инженером в 1848 г. В дальнейшем этот способ широко применялся в США в период создания нефтяной отрасли вплоть до середины ХХ века. Методы извлечения нефти описанными способами называют первичными. 1. Разведка и бурение 2. Добыча 3. Транспортировка 2-й блок downstream 4. Переработка 5. Транспортировка нефтепродуктов 6. Продажа нефтепродуктов Рис. 2.14. Технологический цикл нефтяной промышленности Вторичные методы обеспечивают увеличение добычи нефти путем поддержания давления в истощенных нефтеносных пластах. Для этой цели проводится заводнение пластов, т.е. закачка воды для замещения извлекаемой нефти. Благодаря этому поддерживается необходимый для извлечения нефтегазового сырья уровень внутрипластового давления. Для создания давления может также использоваться газ. Эти методы существенно повышают мощность скважин. Наиболее прогрессивными считаются третичные методы, особенностью которых является применение таких агентов, чья вытесняющая способность больше, чем у воды при вторичных методах разработки: 67  тепловые — вытеснение нефти теплоносителями, воздействие с помощью внутрипластовых экзотермических окислительных реакций;  газовые — закачка углеводородных газов, жидких растворителей, углекислого газа и др.;  химические — заводнение с применением поверхностноактивных веществ, полимерное и т.д.;  микробиологические — введение в пласт бактериальной продукции. Ключевым показателем, характеризующим эффективность процесса нефтедобычи, является коэффициент извлечения нефти (КИН). В настоящее время используются как вторичные, так и третичные методы. Третичные методы называют методами увеличения нефтеотдачи (МУН). В табл.2.1 представлен перечень методов нефтедобычи и соответствующие им КИН. Таблица 2.1 Методы нефтедобычи Название Первичные Вторичные Третичные Принцип Использование естественной энергии пласта Поддержание потенциала внутренней энергии То же, но при использовании химических агентов Основной способ Бурение скважин Достигаемый КИН,% Около 25 Закачка воды и газа 25―40 Закачка химических веществ 30―70 Вторичные методы дают хорошие результаты на первых этапах освоения месторождений, в том числе и экономические. Себестоимость добываемой с помощью этих методов нефти существенно ниже, чем при использовании МУН. Многие компании в основном используют вторичные методы, максимизируя свою прибыль в краткосрочной перспективе. Однако в долгосрочной перспективе объемы извлекаемых запасов резко снижаются, часть из них становится и вовсе недоступной для нефтедобычи. Это серьезная проблема российской нефтяной отрасли. Государство заинтересовано в развитии и расширении применения МУН. Нужна разработка правовых и экономических механизмов, стимулирующих нефтяные компании к использованию МУН. 68 Эксперты предупреждают, что уже лет через десять Россия выкачает всю нефть из активных запасов и будет работать только с трудноизвлекаемыми. Освоение же современных методов другими нефтяными державами по оценкам экспертов позволит к 2020 г. повысить извлекаемые запасы в 1,4 раза — до 65 млрд т. Нефтепроводы Наиболее экономичный вид транспорта нефти и нефтепродуктов — трубопроводный. Преимущества этого вида транспорта определяются:  низкой себестоимостью транспорта продукции на значительные расстояния;  непрерывностью подачи продукции и широкой возможностью для автоматизации;  уменьшением потерь нефти и нефтепродуктов при их транспортировке;  возможностью прокладки трубопроводов по кратчайшему расстоянию, если это экономически целесообразно. Трубопроводы, перекачивающие продукцию на значительные расстояния, называются магистральными. Магистральные трубопроводы в зависимости от перекачиваемой жидкости соответственно называются нефтепроводами — при перекачке нефти; нефтепродуктопроводами — при перекачке жидких нефтепродуктов. Нефтепровод состоит из следующих звеньев: 1) трубопровода; 2) одной или нескольких насосных станций; 3) средств связи и автоматизации. Нефтепровод характеризуется следующими показателями: длиной, диаметром, пропускной способностью и числом перекачивающих станций. Современные нефтепроводы, протяженность которых достигает более 1000 км, представляют собой самостоятельные транспортные предприятия, оборудованные комплексом головных, промежуточных перекачивающих (насосных) станций большой мощности, а также наливными станциями со всеми необходимыми производственными и вспомогательными сооружениями. Пропускная способность их достигает 50 млн т. нефти в год и более. Сооружают такие 69 нефтепроводы преимущественно из стальных труб с условным диаметром 500, 700, 300, 1000, 1200 и 1400 мм. При транспорте нефти и нефтепродуктов на большие расстояния приходится преодолевать значительные гидравлические сопротивления в нефтепроводе. Поэтому если одна перекачивающая насосная станция не может обеспечить нормальный режим перекачки при заданном давлении, то строят несколько станций по длине нефтепровода. Трубопроводный транспорт наряду с экономичностью обеспечивает круглогодичную работу и почти не зависит от природных условий, чем выгодно отличается от других видов транспорта. В связи с этим с каждым годом увеличивается протяженность магистральных трубопроводов. К наиболее крупным относятся системы нефтепроводов от нефтяных месторождений Западной Сибири до Уфы и Самары, система нефтепроводов «ДРУЖБА» протяженностью с ответвлениями более 10 тыс. км, нефтепроводы Северо-Западного направления: Альметьевск — Нижний Новгород — Ярославль — Кириши с ответвлениями на Рязань и Москву, а также нефтепроводы Узень — Самара, Самара — Тихорецкая, Самара — Лисичанск — Кременчуг. По принципу перекачки продукции на практике применяют две системы: постанционную и транзитную. Постанционная система перекачки характеризуется тем, что нефть или нефтепродукты поступают в резервуары промежуточных перекачивающих станций, заполняют их, а затем откачиваются на следующую станцию. Если на станции расположено несколько резервуаров, то перекачка продукции осуществляется беспрерывно: в один резервуар продукция поступает, а из другого откачивается в нефтепровод. При всех видах транзитной перекачки нефти и нефтепродуктов нефтепровод оснащается необходимыми средствами местной автоматики; многие нефтепроводы имеют дистанционное управление. Нефтепровод подобно железнодорожному пути нуждается в специальном техническом надзоре. Весь нефтепровод разбивается на отдельные участки, каждый из которых закрепляется за определенной насосной станцией. Такой участок делится в свою очередь на ряд более мелких участков, и к каждому из них прикрепляют линейных обходчиков, которые осуществляют контроль за нефтепроводом. 70 На каждой станции, кроме обслуживающего эксплуатационного персонала, имеются также ремонтные бригады, располагающие всем необходимым оборудованием для ремонта нефтепровода и ликвидации возможных аварий: тракторами-трубоукладчиками, экскаваторами, бульдозерами, сварочными агрегатами и т.д. Насосные станции Перекачивающие насосные станции являются самым сложным комплексом сооружений магистрального трубопровода. Различают головные и промежуточные насосные станции. Головную перекачивающую станцию размещают на начальном участке трубопровода в головной части магистрали, т.е. в районе нефтяных промыслов или нефтеперерабатывающего завода. Промежуточные станции предназначены для дополнительного подъема давления жидкости. Они располагаются по длине трубопровода по возможности на равных расстояниях с учетом равномерного распределения давления по всем станциям трубопровода. С экономической точки зрения промежуточные станции стремятся размещать возможно ближе к населенным пунктам, железным и шоссейным дорогам, источникам электроснабжения и водоснабжения, а головные станции — на площадках нефтеперерабатывающих заводов и установок подготовки нефти, а также вблизи резервуарных парков с использованием их объема. Принцип действия насосной станции следующий. Продукция, подлежащая перекачке, принимается в резервуар, откуда через теплообменники (или минуя их) направляется на прием насосов, а затем в магистральный трубопровод. Работа насосных станций полностью автоматизирована и телемеханизирована. Система хранения нефти Для сбора, хранения и учета нефти и нефтепродуктов на нефтепромыслах, нефтеперерабатывающих заводах, нефтебазах и станциях магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов служат резервуары — сосуды разнообразной формы и размеров из различных материалов. По назначению эти сосуды подразделяются на резервуары для хранения нефти, светлых и темных нефтепродуктов; по материалу — 71 на металлические и неметаллические. Металлические резервуары сооружают преимущественно из стали. К неметаллическим резервуарам относятся в основном железобетонные резервуары. По схеме установки резервуары делятся:  на наземные, у которых днище находится на уровне или выше наинизшей отметки прилегающей площадки;  на подземные, когда наивысший уровень жидкости в резервуаре находится ниже наинизшей отметки прилегающей площадки не менее чем на 0,2 м. Резервуары сооружают различных объемов от 100 до 120000 м3. Для хранения светлых нефтепродуктов применяют преим ущественно стальные резервуары, а также железобетонные с внутренним покрытием облицовкой из листов стали или неметаллическими изоляциями, стойкими к воздействию нефтепродуктов. Для хранения больших количеств нефти и темных нефтепродуктов рекомендуется применять в основном железобетонные резервуары. Смазочные масла, как правило, хранят в стальных резервуарах. Однотипные резервуары, объединенные трубопроводными коммуникациями, называются резервуарным парком. Выбор конкретного способа хранения нефти зависит от качества углеводородов, технологического процесса, целей хранения, внешних условий. Переработка нефти Нефть представляет собой сложную смесь углеводородов с примесью других органических веществ. Нефтепереработка ― это совокупность технологий получения товарной продукции из сырой нефти. Основными продуктами нефтепереработки являются бензин, керосин, смазочные масла, парафин, вазелин, битум. Основные технологические процессы переработки нефти состоят из следующих операций: 1) обезвоживания и обессоливания; 2) стабилизации; 3) прямой и вакуумной перегонки; 4) деструктивной переработки; 5) очистки светлых продуктов и масел. Назначение этих операций следующее: 72 Обезвоживание и обессоливание. Добытая из недр земли нефть обычно содержит сильно минерализованную буровую воду, количество которой составляет несколько десятков процентов. Транспортировка такой нефти невыгодна и связана с потерями. Стабилизация. Добываемая нефть всегда содержит растворенные газы — метан и др. При транспортировке нефти эти газы улетучиваются, увлекая с собой углеводороды. Перед дальней транспортировкой сырую нефть освобождают от газов разными способами, в том числе нагреванием. Первые две операции подготовки сырой нефти к транспортировке по трубопроводу на дальние расстояния могут проводиться как на месте добычи, так и на нефтеперерабатывающем заводе. Основные фазы нефтепереработки, осуществляемые на нефтеперерабатывающем заводе, представлены на рис. 2.15. Перегонка нефти. Она может осуществляться при давлении близком к атмосферному (прямая перегонка), или под вакуумом (вакуумная перегонка). В результате перегонки получают товарные продукты, например мазут, и полуфабрикаты для дальнейшей переработки. Деструктивная переработка включает различные виды переработки, важнейшими из которых являются термический и каталитический крекинги. Первый представляет собой реакции разложения нефти при ее нагревании, сопровождающиеся отщеплением водорода и преобразованием строения сложных молекул. Одновременно с образованием газообразных и легколетучих продуктов (бензина и керосина) происходит новообразование веществ малолетучих и более вязких. В настоящее время в основном проводится каталитический крекинг с использованием искусственных алюмосиликатных или магнийсиликатных катализаторов. 73 Поставщик, перевозка нефтяного сырья Нефть сырая Подготовка нефти ЭЛОУ (электрообессоливающая установка) Подготовленная обессоленная и обезвоженная нефть Первичная переработка нефти Ректификация на AT, ABT (атмосферных, атмосферновакуумных колоннах) Прямогонные фракции (бензиновые, дизельные, газойли) Вторичная переработка Газокаталитические процессы (риформинг, алкилирование, газофракционирование, изомеризация, полимеризация, каталитический и гидрокрекинг и т.д.) Термодеструктивные процессы (термокрекинг, вискрекинг, пиролиз и т. д.) Селективная (фенольная) очистки и депарафинизация масел и т.д. Компоненты товарных нефтепродуктов Товарное производство Смешение компонентов (полуфабрикатов) и получение товарных нефтепродуктов Товарные бензины, дизельные топлива, авиакеросины, печные и судовые топлива, мазуты, битумы, масла и т.д. Рис. 2.15. Основные этапы нефтепереработки на нефтеперерабатывающих заводах Крекинг — это физический процесс разделения нефти на фракции разной плотности. Результатом крекинга являются такие фракции как 74 керосин — самая легкая фракция, которая используется в авиации; бензин, дизельное топливо, затем мазут (топочное топливо); последние фракции крекинга — асфальт и битум. На современных нефтеперерабатывающих заводах (НПЗ) крекинг представляет собой первую стадию переработки. Вторая стадия переработки называется тоже английским словом — риформинг. Риформинг — это химический процесс трансформации первичных продуктов нефтепереработки, т. е. продуктов крекинга, в более сложные органические соединения. Далее следует процесс очистки полученных товарных продуктов. В технологическом цикле до переработки есть только один продукт — нефть, после переработки много продуктов — от бензина до пластмасс. Соответственно, сырую нефть транспортировать экономически более целесообразно, поэтому переработка обычно географически отделена от места добычи. В настоящее время разработаны десятки технологий получения товарных продуктов. Разнообразие технологий связано с новыми разработками в области физико-химических процессов, применением новых катализаторов и совершенствованием конструкции оборудования. Развитие технологического прогресса в области нефтепереработки инициируется не только достижениями фундаментальной и прикладной науки, но и изменениями рыночного спроса. В последние 10―15 лет снижается потребность в остаточных топливах, вместе с тем повышаются требования к качеству моторного топлива, которое определяется низким содержанием серы и других примесей, растет потребность в дизельном и реактивном топливе, сжиженном нефтяном газе и других продуктах, использующихся в нефтехимии. За этот же период произошли заметные технологические сдвиги в структуре мировой нефтеперерабатывающей промышленности. Значительно возросла доля углубляющих и облагораживающих процессов переработки, в результате чего значительно увеличился выход наиболее ценных высококачественных нефтепродуктов. Кроме того, в последнее время достигнут значительный прогресс в энергосбережении на НПЗ. Многие компании применяют интегрированный подход к сбережению энергии и водорода ― так называемые «пинч-технологии», т.е. технологии оптимизации энергозатрат. 75 Технологическая схема газовой отрасли Первым этапом технологического цикла (рис. 2.16) является мониторинг сырьевой базы. газовой отрасли Геолого-экономический мониторинг Добыча природного газа Транспортировка Установки комплексной подготовки газа Магистральный газопровод Газораспределительные станции Газораспределительные сети Рис.2.16. Технологический цикл газовой цепи Добыча природного газа представляет собой процесс извлечения жидких и газообразных углеводородов из недр с помощью технических средств в объемных или весовых единицах: в м3 (природный газ) и г/м3 (газовый конденсат). Исчисление добытого природного газа ведется в абсолютных цифрах с учетом потерь (так называемый товарный газ). Природный газ добывается с помощью эксплуатационных газовых скважин, а система разработки определяется геологическими условиями месторождения и экономическими расчетами. Рост добычи природного газа обеспечивается за счет открытия новых месторождений, вовлечения в разработку менее богатых месторождений, совершенствования технологий добычи и переработки сырья с использованием безотходной технологии. Извлеченный природный газ подвергается комплексной переработке, под которой понимается разделение газа на конечные продукты с извлечением всех содержащихся в исходном сырье ценных компо- 76 нентов, производство которых технически возможно и экономически целесообразно. Комплексная переработка газа осуществляется на газоперерабатывающих заводах (ГПЗ). Товарные продукты, полученные на ГПЗ, направляются потребителю в виде газообразного и жидкого топлива, а также сырья для глубокой переработки с целью получения газомоторных топлив и химических продуктов. Перспективным является строительство промысловых заводов, расположенных непосредственно на территории промысла и предназначенных для комплексной переработки продукции скважин на весь период разработки месторождения. Газовый промысел рассматривается в этом случае как топливносырьевой комплекс, проектные решения которого определяются составом добываемого газа, потребностями в топливе и сырье, возможностями транспорта, требованиями потребителей к количеству, качеству и срокам поставки товарных продуктов. Технологические схемы промысловых заводов разнообразны, но каждая из них включает следующие блоки: разделения продукции скважин на фазы, разделения фаз на компоненты или группы компонентов, производства товарных продуктов, придания им товарного вида, хранения и отгрузки, очистки стоков и выбросов, сбора и обработки информации, управления. При комплексном проектировании промысловых заводов и разработки месторождения обеспечиваются наибольшая компонентоотдача и длительная загрузка заводов. Крупнейшим комплексом является Астраханский газохимический комплекс. Дальний транспорт газа представляет собой единую технологическую систему для транспортировки больших объемов природного газа из региона добычи или производства к пунктам потребления и достигает протяженности несколько тысяч километров. Он включает установки комплексной подготовки газа к дальнему транспорту (УКПГ), магистральный газопровод, газораспределительные станции и газораспределительные сети, объекты использования газа. На УКПГ газ очищают от твердых и жидких механических примесей, осушают, одорируют и снижают его давление (до расчетного на входе в магистральный газопровод). Подготовленный к дальнему транспорту газ поступает в магистральный газопровод. Линейная часть газопровода включает непосредственно трубопровод, линейную запорную арматуру, переходы через водные преграды, каналы, дороги и т.д., станции катодной и дренажной защиты, системы контроля, телемеха- 77 ники и объекты ремонтно-эксплуатационной службы. Удовлетворение потребностей в газе населенных пунктов, расположенных вблизи трассы магистрального газопровода, осуществляется при помощи проложенных от него ответвлений (трубы меньшего диаметра). Для обеспечения расчетной пропускной способности газопровода вдоль трассы на расстоянии 90―150 км располагают компрессорные станции. Здесь давление газа повышается, проводятся его дополнительная очистка и охлаждение. На конечном пункте магистрального газопровода газ поступает в газораспределительную станцию, где его также очищают, измеряют проходящий объем и направляют потребителю. Для компенсации сезонной неравномерности газопотребления используют подземные хранилища газа, хранилища сжиженных углеводородных газов и специально подобранные потребители-регуляторы (буферные потребители), которые в зимнее время года работают на другом виде топлива. Компрессорные станции (КС) являются одним из важнейших элементов системы транспорта газопродуктов. Компрессорная станция представляет собой комплекс сооружений и оборудования повышения давления сжатия газа при его добыче, транспортировке и хранении. Головные КС предназначены для повышения давления добываемого газа до расчетного давления газопровода 5,45―7,45 МПа. Линейные КС устанавливаются через каждые 90―150 км газопровода для компенсации потерь давления газа на предшествующем участке. Нагнетательные КС предназначены для обратной закачки осушенного газа при разработке газоконденсатных месторождений. Единая система газоснабжения (ЕСГ) России — производственно-технологический комплекс, состоящий из объектов добычи, транспортировки, переработки и подземного хранения газа. Оптимизация параметров систем газопроводов, сооружаемых с 1990 г., выполняется на уровне технологического взаимодействия всех газопроводов одного коридора. Совместный режим работы компрессорных цехов позволяет рационально использовать компрессорную мощность; на ряде КС за счет этого становится возможным сокращение числа установленных рабочих газоперекачивающих агрегатов. Также значительно повышается надежность работы компрессорных цехов, так как сокращается число резервных агрегатов без снижения надежности компрессорной станции. 78 Для обеспечения схемно-структурной надежности при разработке планов развития ЕСГ в укрупненных показателях принимается во внимание требование живучести и гибкости системы, т.е. ее способность противостоять сильным возмущениям, связанным, например, с резким понижением производительности отдельных крупных магистральных газопроводов. Предусматривается развитие структуры ЕСГ, включающее создание нового «коридора» магистральных газопроводов из северных районов Тюменской области и целого ряда меридиональных системных газопроводов-перемычек. Оптимальная надежность газопровода в целом достигается за счет его взаимодействия с другими газопроводами ЕСГ и не использования подземных хранилищ газа (ПХГ), размещенных вдоль трассы. Основная часть экономии капиталовложений связана с повышением надежности транспорта газа. Выделение российской газотранспортной сети в отдельную самостоятельную структуру внесло коррективы в значимость и направленность основных потоков газа по ЕСГ. Это сказалось на перспективах развития отдельных газопроводов и коридоров, изменении основных объемов и пунктов экспортной поставки, создания дополнительных газопроводов внутреннего назначения для обхода территорий стран ближнего зарубежья. К началу ХХI в. сложилась вполне определенная конфигурация ЕСГ России, ориентированная в основном на поступление газа из северных районов Тюменской области. Здесь сформировались основные газотранспортные коридоры: Северный, Центральный, ЮжноЦентральный, Южный; коридоры-перемычки, а также вновь сооружаемые коридоры. 2.6. Технологическая цепочка угольной отрасли Угольная отрасль входит в число отраслей горного комплекса и в технологическом отношении не имеет принципиальных отличий от отраслей по добыче руд металлов и других полезных ископаемых. Добыче угля предшествуют разведочные работы, которые делятся на поисковые, предварительные, детальные и эксплутационные. В ходе поисковой разведки изучается геология района, определяются масштабы месторождения и анализируется качество углей. Под месторождением понимается скопление угля или другого полезного 79 ископаемого в более или менее больших количествах, приуроченных к определенным площадям. Предварительная разведка выясняет форму залегания угля и площадь распространения, в том числе глубину, направление распространения, толщину пластов, характеристики покрывающих пород. Задачей детальной разведки является окончательное установление величины запасов, распределение по участкам и уточнение условий залегания. По результатам проведенных геолого-разведочных работ устанавливаются размеры балансовых запасов и проводится их классификация по группам А, В или С. В ходе эксплутационной разведки разрабатывается проект сооружения шахты или определяются площадь и глубина вскрышных работ в зависимости от выбранного способа угледобычи: открытого или подземного. Традиционной технологией добычи каменного угля является подземный, осуществляемый путем сооружения шахт, которые являются самостоятельными предприятиями, ведущими подземную добычу угля. Открытым называют добычу угля с поверхности земли. Шахта представляет собой комплекс горных выработок, которые являются полостями, образующимися в результате проведения угледобычи. Они различаются по своим размерам и выполняемым функциям: добыче, транспортировке, вентиляции, водоотливу. Самые большие, имеющие выход на поверхность, называют стволами; они бывают вертикальными, наклонными и горизонтальными. Камеры, штольни, штреки и шурфы, которые не выходят на поверхность и имеют небольшое сечение, используются для хранения инструментов и оборудования, разведки состояния горной породы и залежей угля, установки крепления и т.п. Подземная угледобыча связана с выполнением совокупности технологических процессов, которые можно разделить на две группы: основные и вспомогательные. К первой группе относят: бурение, вруб, отбойку, размыв, обогащение. Ко второй ― транспортировку добытого угля под землей и подъем на поверхность, работы по поддержанию кровли и управлению горным давлением, обеспечение вентиляции и условий безопасной работы. Взаимосвязанность технологических процессов угледобычи приводит к необходимости системного подхода к совершенствованию всей технологической цепочки: повышение эффективности одного 80 звена инициирует поиск новых инженерных решений в других звеньях. В угольной промышленности очень высок уровень механизации. Горные машины, применяющиеся в угольной отрасли, различаются по количеству выполняемых функций, например однофункциональные (врубовые, отбойные, гидромониторы) и комбинированные (врубово-отбойные, отбойно-погрузочные и т.п.). Результатом повышения уровня функциональности было создание угольных комбайнов. Угольный комбайн ― комбинированная машина по одновременному выполнению всех основных операций по добыванию каменного угля в забое шахты и его погрузке. Комбайны делятся на очистные (добычные) и проходческие и используют различные способы отделения угля от породы, погрузки на вагонетку или конвейер, передвижения, крепления забоя и т.д. Многообразие геологических условий угледобычи (разных углов наклона и ширины пластов, плотности породы, степени заводненности и т.д.) обусловило многообразие конструктивных решений при создании угольных комбайнов, применение различных типов двигателей и инструментов. Первые конструкторские разработки горных комбайнов относятся к началу 30-х годов, и СССР был признанным лидером в их создании. Процесс их совершенствования продолжается до настоящего времени и направлен, прежде всего, на автоматизацию процессов добычи и создание комфортных и безопасных условий труда для шахтеров. Экономическая целесообразность внедрения комбайнов обусловлена значительным повышением производительности труда и снижением удельных капитальных вложений в угледобычу. В 30-х годах в СССР был освоен новый способ добычи угля с поверхности земли - открытый, широкомасштабное применение которого стало возможно в 60-е годы благодаря созданию мощных экскаваторов и автотранспорта большой грузоподъемности. Однако в силу геологических особенностей залегания угольных месторождений в России этот способ можно применять только для добычи бурых углей. Весь комплекс производственных процессов при открытых работах можно разделить на две основные группы: вскрышные работы ― удаление пустых пород и выемка (добыча) угля. Производство вскрышных и добычных работ включает процессы отбойки, погрузки, транспортировки и разгрузки пустых пород и полезного ископаемого (угля). Разрыхление крепких пород осуществляется с помощью буровзрывных работ. Транспортировка осуществляется не только автотранспортом, но и с использованием гидромеханизации. 81 Место добычи при открытом способе, т.е. горная выработка, называется угольным карьером или разрезом. Разработка открытыми работами буроугольных месторождений на Урале в 1933 г. начиналась с глубины 60 м, а в настоящее время достигает 300 м. Основная проблема, возникающая при применении открытого способа добычи, связана с появлением грунтовых вод и образованием водоемов и оползней и т.п. Во многих случаях перед началом добычи угля приходится проводить мелиоративные работы по осушению местности. Основным техническим показателем рациональности применения открытого способа добычи является количество перемещаемой пустой породы в расчете на 1 т добываемого угля, которое называют коэффициентом вскрыши. Величина этого коэффициента определяется глубиной залегания угольных пластов и запасами угля (масштабами месторождения). Открытый способ добычи имеет существенные экономические преимущества:  более низкую себестоимость (в среднем в два раза);  снижение удельных капвложений в строительство разреза по сравнению с шахтой в 1,5―2 раза и сокращение продолжительности строительства примерно в таких же пропорциях;  повышение производительности труда благодаря более высокому уровню механизации горных работ. Кроме того, уровень аварийных ситуаций, связанных с угрозой жизни человека, гораздо ниже их уровня при подземных работах. Особенно экономически выгодно применение открытого способа в удаленных и малоосвоенных районах, где не требуется больших затрат на восстановление использованных территорий. Большую роль в повышении рентабельности угольной отрасли играет совершенствование методов обогащения и переработки угля, которое осуществляется на специальных обогатительных фабриках. Наиболее простым и широко применяемым способом обогащения является механическая сортировка по крупности, основанная на принципе естественного образования кусков разной крупности из горных пород разных видов. К методам обогащения относятся коксование и брикетирование. Благодаря этим методам повышаются потребительские свойства угля: энергетическая ценность, сохраняемость, а также снижаются затраты на транспортировку. 82 Вопросы для повторения 1. Какие основные типы электростанций вы знаете? 2. Каковы технологические особенности электроэнергетики? 3. Какие физические законы лежат в основе технологий преобразования тепловой энергии в электроэнергию? 4. Какие факторы влияют на повышение термодинамического КПД паротурбинного цикла? 5. Перечислите основные элементы ГТУ. Какие экономические преимущества по сравнению с паротурбинными установками они имеют? 6. Перечислите основные элементы ПТУ. Какие экономические преимущества по сравнению с паротурбинными установками они имеют? 7. Каковы основные элементы принципиальной схемы ТЭС? 8. Каковы основные элементы принципиальной энегосистемы? 9. Какие экономические преимущества дает создание энергосистем? 10. Чем отличаются технологические схемы АЭС двух- и трехконтурного типа? В чем преимущества последней? 11. В чем состоит технологическое различие реакторов на тепловых и быстрых нейтронах? 12. Перечислите основные звенья нефтяной и газовой цепочек. Что они имеют общего и чем различаются? 13. Какие группы технологий добычи нефти выделяют? 14. Что такое ключевой показатель эффективности добычи нефти? 15. Какие технологические и экономические преимущества имеет трубопроводный транспорт углеводородов? 16. Каковы цели и задачи геолого-экономического мониторинга нефтегазовых месторождений? 17. Какие нефтепродукты получают на НПЗ? Чем определяется эффективность нефте- и газопереработки? 18. Какие существуют методы угледобычи? Каковы преимущества и недостатки каждого из них? ГЛАВА 3. ИСТОРИЯ СОЗДАНИЯ РОССИЙСКИХ ОТРАСЛЕЙ ТЭК 83 3.1. История электроэнергетической отрасли Начальный период развития электроэнергетики относится к последней четверти XIX века, когда развитие промышленности с использованием паровых машин стало тормозить развитие производительных сил. После появления надежно работающих генераторов во многих странах началось сооружение электростанций. В 1879 г. в Петербурге была сооружена одна из первых электростанций, обеспечивающих освещение Литейного проспекта. Несколько позже была сооружена электростанция в Москве для освещения Пассажа. В дальнейшем стали сооружаться так называемые «блок-станции» общего пользования для электропитания ряда объектов. На первых электростанциях электрогенераторы приводились в движение паровыми машинами или двигателями внутреннего сгорания. Первые электростанции вырабатывали постоянный электрический ток. Переход к технике переменного тока и освоение передачи электроэнергии на дальние расстояния позволили резко увеличить использование электрической энергии. Во всех передовых странах начался бурный рост электроэнергетики: строительство электростанций и линий электропередач. В результате технического прогресса повысились качественные характеристики электроэнергетики: снизились удельные расходы топлива и себестоимость электроэнергии, увеличилось число часов использования установленной мощности. В 80-х гг. русские инженеры разработали ряд проектов ГЭС, передовых для своего времени. Тем не менее, в России в конце XIX века была сооружена лишь одна ГЭС мощностью 300 лошадиных сил на реке Охте. В 1903 г. крупная для своего времени электростанция мощностью 900 л.с. была сооружена на реке Подкумок, которая должна была обеспечить электроэнергией Минеральные Воды. В этот период были разработаны проекты крупных ГЭС на реках Волхов, Днепр и др. За рубежом гидроэнергетика развивалась быстрыми темпами. Первая заслуживающая внимания ГЭС была сооружена под руководством русского инженера М.О. Доливо-Добровольского в 1891 г. на реке Неккар для передачи электроэнергии на Всемирную выставку во Франкфурте-на-Майне, а уже в 1912 г. в США 32 % электроэнергии производилось на ГЭС. Электрификация промышленности создало техническую базу поточного производства, обеспечившего скачок в росте производительности труда. 84 Уровень оснащенности российских электростанций и их мощность вполне соответствовали западным и росли одновременно с ними. Интенсивное развитие российской электроэнергетики в начале ХХ века определялось появлением, а затем и внедрением в промышленность электропривода, зарождением электрического транспорта, ростом электрического освещения в городах. Однако все строившиеся в России электростанции — в Москве, Санкт-Петербурге, Киеве, Баку, Риге и т.д. имели ограниченное (от одного до нескольких десятков) число потребителей и не были энергетически связаны между собой. Мало того, значения величин их тока и частот имели колоссальный разброс, поскольку никакой единой системы при разработке этих станций не существовало. В первых своих трудах Г.М. Кржижановский обосновал необходимость электрообеспечения промышленных районов от крупных районных электростанций, работающих на дешевых местных топливах и связанных между собой высоковольтными линиями электропередачи. Работая директором станции «Электропередача», Г.М. Кржижановский в 1915 г. на совещании по проблемам использования подмосковного угля и торфа выступил с докладом. В его докладе уже содержались все те главные принципы энергостроительства, которые через пять лет стали основой будущего плана ГОЭЛРО. Благодаря усилиям Г.М. Кржижановского строительство таких электростанций, послуживших основой для формирования районных, а затем объединенных энергосистем, было начато в России раньше, чем на Западе. По мере роста энергостроительства в России специалисты все больше убеждались в том, что стране нужна единая общегосударственная программа, которая увязала бы развитие промышленности в регионах с развитием энергетической базы, а также с электрификацией транспорта и жилищно-коммунального хозяйства. На электротехнических съездах неоднократно принимались резолюции о государственном значении электроснабжения, необходимости сооружения крупных электростанций вблизи топливных месторождений и в бассейнах рек и связывании этих станций между собой при помощи развитой сети электропередач. Все это вместе взятое не могло не влиять на настроения инженеров-электротехников и, возможно, стало одной из причин того, что многие из них, в том числе Аллилуев, Красин, Кржижановский, Смидович и другие были причастны к революционному расшатыванию страны, тем более, что вожди мирового пролетариата оказались в этом 85 отношении куда прозорливее властей царской России и предвидели ту ключевую роль, которую предстояло сыграть в социальном преобразовании общества электричеству. Таким образом, идея разработки плана ГОЭЛРО (Государственный план электрификации России), его концепция, программа и конкретные характеристики восходят к и обстоятельствам развития и энергетики России, и вообще всей ее промышленности на рубеже XIX―XX веков. К концу 1917 г. в стране, особенно в Москве и Петрограде, сложилось катастрофическое положение с топливом: бакинская нефть и донецкий уголь оказались недоступны. И уже в ноябре Ленин по предложению имевшего пятилетний опыт работы на торфяной электростанции «Электропередача» инженера И.И. Радченко дал указание о строительстве под Москвой Шатурской — тоже торфяной — электростанции. Тогда же он проявил интерес и к работам Г.О. Графтио по проектированию Волховской гидростанции под Петроградом, и к возможности использовать военнослужащих на ее строительстве. В январе 1918 г. состоялась I Всероссийская конференция работников электропромышленности, предложившая создать орган для руководства энергетическим строительством. Такой орган — Электрострой — появился в мае 1918 г., а одновременно с ним был образован ЦЭС (Центральный электротехнический совет). Гражданская война 1918―1920 гг. нарушила начавшийся процесс электрификации. Но уже в декабре 1920 г. план был утвержден на расширенном заседании Комиссии ГОЭЛРО. План электрификации России явился первым единым перспективным научнообоснованным общегосударственным планом восстановления и развития народного хозяйства. Целью этого плана было создание новой технической базы современного крупного производства. Он был рассчитан на 10―15 лет, но его задания были превышены уже в ходе первого пятилетнего плана (1927―1932 гг.). Главная роль в его создании и осуществлении принадлежит Г.М. Кржижановскому. Можно выделить три главных направления научных разработок, осуществлявшихся под его руководством.  Первое — развитие исходя из идеи электрификации комплексной научной теории, призванной обосновать создание единой энергосистемы как «станового хребта электрификации», что потребовало решения сложных задач оптимизации структуры, обеспечения устойчивости, эффективности и надежности функционирования энер- 86 госистемы; к этому же направлению относятся исследования по передаче электроэнергии постоянным током.  Второе — развитие идей единства и целостности энергетического хозяйства страны на базе единого топливноэнергетического баланса; прогнозы баланса выполнялись на перспективу в 20-30 лет.  Третье — постановка и развитие исследований по фундаментальным электротехническим и теплотехническим проблемам, в том числе в областях теории теплообмена и горения; комплексного энерготехнологического использования твердого топлива; теории высоких напряжений и грозозащиты; теории электрического поля, преобразовательной техники и ряда других важных проблем электрофизики и электротехники. План представлял собой единую программу возрождения и развития страны и ее конкретных отраслей — прежде всего тяжелой индустрии, а главным средством полагал максимально возможный подъем производительности труда, притом не только за счет интенсификации и рационализации, но и за счет замены мускульных усилий людей и животных механической энергией. Особо подчеркивалась в этой программе перспективная роль электрификации в развитии промышленности, строительства, транспорта и сельского хозяйства. Директивно предлагалось использовать главным образом местное топливо, в том числе малоценные угли, торф, сланцы, газ и древесину. Восстановление разрушенной экономики рассматривалось в плане лишь как часть программы — основа для последующей реконструкции, реорганизации и развития народного хозяйства страны. План был чрезвычайно детально: в нем определялись тенденции, структура и пропорции развития не только для каждой отрасли, но и для каждого региона с четкими сроками конкретных работ. Впервые в России авторы плана ГОЭЛРО предложили экономическое районирование исходя при этом из соображений близости источников сырья (в том числе энергетического), сложившегося территориального разделения и специализации труда, а также удобного и хорошо организованного транспорта. В результате было выделено семь основных экономических районов: Северный, Центрально-промышленный, Южный, Приволжский, Уральский, Кавказский, а также Западной Сибири и Туркестана. Принципы взаимосвязанности всех звеньев энергетического хозяйства, оптимизации баланса производства и потребления различных 87 видов энергии в сочетании с возможностями добычи энергетических ресурсов были блестяще воплощены. С самого начала предполагалось, что план ГОЭЛРО станут вводить в законодательном порядке, а способствовать его успешному выполнению должно было централизованное управление экономикой. По сути дела, он стал в России первым государственным планом и положил начало всей последующей системе планирования в СССР, предвосхитив теорию, методику и проблематику будущих пятилетних планов. Но в июне 1921 г. Комиссию ГОЭЛРО упразднили, а на ее основе создали Государственную общеплановую комиссию — Госплан, руководившую с этого времени всей экономикой страны в течение долгих десятилетий. Основная научная концепция плана ГОЭЛРО состояла в рассмотрении народного хозяйства как целостной системы, ключевым звеном развития которой является электрификация страны. Точно так же энергетика страны рассматривалась как единая развивающаяся система, объединяющая производство, передачу, распределение и использование электрической и тепловой энергии и энергетических ресурсов. План ГОЭЛРО был планом не только энергетики и электрификации, но и первым в мире планом комплексного развития народного хозяйства. В вводной части к «Трудам ГОЭЛРО» Г.М. Кржижановский писал: «Составить проект электрификации России — это означает дать красную руководящую нить для всей созидательной хозяйственной деятельности, построить основные леса для реализации единого государственного плана народного хозяйства». Так называемая программа «А» плана ГОЭЛРО, предусматривавшая восстановление разрушенного энергетического хозяйства страны, оказалась выполненной уже в 1926 г., а к 1931 г. — минимальному десятилетнему сроку программы — были перевыполнены все плановые показатели по энергостроительству. Вместо запроектированных 1750 кВт новых мощностей ввели в эксплуатацию 2560 кВт, а производство электроэнергии только за один последний год увеличилось почти вдвое. К концу же пятнадцатилетнего срока (к 1935 г.) советская энергетика вышла на уровень мировых стандартов и заняла третье — после США и Германии — место в мире. Работая с 1921 по 1930 гг. первым председателем Госплана, Г.М. Кржижановский на многие годы опередил мировой опыт планирования, подтвердивший прогрессивность концентрации производства 88 и распределения энергии на базе крупных электростанций и районных энергетических систем. Были заложены основы создания энергопромышленных комплексов, методов комбинированного использования топлива, вовлечения в топливный баланс вторичных энергоресурсов. Особое значение придавалось строительству теплоэлектроцентралей как основы централизованного энергоснабжения крупных городов и промышленных комплексов. План ГОЭЛРО сыграл в жизни нашей страны огромную роль: без него вряд ли удалось бы вывести СССР в столь короткие сроки в число самых развитых в промышленном отношении стран мира. Реализация этого плана сформировала, по сути дела, всю отечественную экономику и до сих пор в значительной мере ее определяет. План ГОЭЛРО и его реализация доказали высокую эффективность системы государственного планирования в условиях жестко централизованной власти и предопределили развитие этой системы на долгие десятилетия. В 1931—1934 гг. в статьях чл.-корр. АН СССР А.Н. Чернышева были изложены основные идеи формирования Единой высоковольтной сети и Единой энергетической системы (ЕЭС) СССР. В 1956 г., когда было принято решение о создании ЕЭС СССР, Г.М. Кржижановским и В.И. Вейцем были обоснованы его главные аспекты:  перспективные режимы ЕЭС и энергетические резервы;  техническая политика в выборе топливных баз электростанций;  роль и размещение теплофикационных, конденсационных и атомных электростанций в системе ЕЭС;  экономика транспортировки электроэнергии и топлива;  роль гидроэлектростанций в ЕЭС;  энергетические режимы межсистемных связей;  электроснабжение промежуточных и периферийных районов;  экономическая эффективность ЕЭС. Обоснования строились применительно к уровню производства электроэнергии порядка 1000 млрд кВт·ч — это в 1956 году! В 1957 г. под руководством Г.М. Кржижановского был разработан перспективный план научных исследований по проблеме создания ЕЭС СССР, включенный в число важнейших комплексных научных проблем АН СССР. В соответствии с этим планом создание и развитие 89 ЕЭС должно было осуществляться на базе качественно новой энергетической техники, включая:  атомные электростанции различных типов и параметров;  сверхмощные конденсационные электростанции с агрегатами до 1 млн. кВт со сверхвысокими параметрами пара;  мощные теплоэлектроцентрали с агрегатами 100 — 200 тыс. кВт;  газотурбинные электростанции, в том числе работающие в комплексе со станциями подземной газификации углей;  электростанции с комплексным использованием топлива на энерготехнологической основе;  сверхмощные гидростанции на сибирских реках с новыми типами гидротехнических сооружений, гидромеханического и электрического оборудования;  дальние электропередачи сверхвысоких напряжений на постоянном и переменном токах с пропускной способностью в 2 — 3 млн кВт на одну цепь и протяженностью 2 — 2,5 тыс. км;  комплексную автоматизацию электростанций различных типов и автоматическое управление энергосистемами и ЕЭС. Дальнейшее развитие ЕЭС СССР во многом реализовало направления этого перспективного плана. 3.2. Об истории российской нефти В России добыча нефти началась в 1820 г. из колодца на Апшеронском полуострове в городе Баку, который в 1803 г. стал частью Российской Империи. В 1820 г. добыча нефти объявляется государственной монополией, которая просуществовала 40 лет. В 60-х гг. началась добыча нефти на Кубани и в Тамани, а с 90-х гг. — в Грозненском районе. В начале ХХ века промышленная добыча стала развиваться в Фергане и на Эмбе. Первоначально добыча нефти развивалась незначительно, потому что ее применение было ограничено бытовыми потребностями. Бурный рост нефтяной отрасли начался в 60-х гг. XIX века в США, когда нефть стала потребляться развивающейся промышленностью. В 1870 г. в Баку добывается первая промышленная нефть из скважины. Уже в 1880 г. добыча нефти в России составила 1 млн т нефти, что на тот момент составляло 10 % мирового производства. 90 В 1895 г. Россия контролировала уже 45 % мирового рынка, добыча составила 6,5 млн т. В Российской Империи в конце XIX века действовало 320 нефтяных компаний, большая часть нефтяной отрасли (40 %) была профинансирована на деньги британского капитала, так как Британия искала альтернативы американской нефти. В то время действовало три крупных компании: первая — компания братьев Нобель (один из них позже учредил Нобелевскую премию), которая контролировала 14 % рынка в то время. Компания Нобель была известна своими техническими инновациями. Она построила первый нефтепровод в Российской Империи из Баку в порт Батум и, таким образом, организовала широкомасштабный экспорт нефти за пределы Российской Империи, а также первый российский танкер в 1877 г. для транспортировки нефти из Баку. Второй крупной российской компанией была, как это ни удивительно, Royal Dutsch Shell — точнее, компания Shell, в то время самостоятельная. Когда парижский банк Ротшильдов в 1892 г. основал Каспийскую нефтяную компанию, нефтеторговая компания Shell несколькими годами спустя выкупила ее. Royal Dutch Shell контролировала в начале ХХ века 16 % российского рынка. Еще одной крупной компанией была «Всероссийская нефтяная компания», которая на 35 % также принадлежала британскому капиталу и давала 22 % добычи нефти в России в 1914 г. Перегонка нефти началась в России в первой половине XVIII века. В 1745 г. на реке Ухте была сооружена первая перегонная кубовая установка, в 50-х годах XVIII века нефтеперегонное производство было организовано в Башкирии. В 1823 г. крепостные братья Дубинины в Моздоке соорудили кубовую установку усовершенствованной конструкции. В 1885 г. в Баку русский инженер А.Ф. Инчик создал первую в мире кубовую батарею непрерывного действия. Первая в мире трубчатая установка была сконструирована русскими инженерами В.Г. Шуховым и С.Н. Гавриловым. В настоящее время перегонка нефти почти полностью осуществляется на трубчатых установках. В 1918 г. с приходом к власти большевиков происходит национализация промышленности, однако контроль над отраслью советское правительство устанавливает лишь в 1922 г., так как в России шла гражданская война, а Азербайджан с 1918 по 1921 гг. был независимым. 91 Таким образом, лишь в Советском Союзе появляется собственная нефтяная промышленность. Изначально большая часть добычи производилась на Кавказе (как на Северном Кавказе, так и в Баку). В 1940 г. Баку давал 70 % добычи, однако затем месторождения Кавказа начали истощаться, а советские геологи обнаружили новые богатые месторождения, и в 50-е гг. в СССР начали разрабатывать так называемое «второе Баку» — Урал и Поволжье. Пик добычи в УралоПоволжье пришелся на 1965 г. С 70-х гг. начинается освоение месторождений Западной Сибири. Из 500 месторождений нефти 9 относятся к гигантам с запасами от 100 до 500 млн т каждое. Советский Союз начал экспорт нефти в 60-е годы в страны Совета экономической взаимопомощи (СЭВ), то есть страны социализма, куда входили страны Восточной Европы, Вьетнам, Монголия, Куба. С 1970-х гг. СССР начал экспортировать нефть в Западную Европу, прежде всего Германию и Италию, которые первыми начали осуществлять закупки. В начале 70-х гг. в мире произошел нефтяной кризис, арабские страны ОПЕК повысили цены на нефть в несколько раз, поэтому европейские страны попытались диверсифицировать свои поставки и стали закупать частично нефть в Советском Союзе. Пик советского нефтеэкспорта был в 1980 г. по странам СЭВ, а в 1984 г. достиг своего абсолютного значения. Советский Союз тогда экспортировал 172 млн т нефти, то есть больше, чем Россия экспортирует сейчас. 3.3. История газовой отрасли Газ применялся еще в древние времена в качестве источника света. Так, в древнем Китае газ транспортировался по бамбуковым трубам и использовался для освещения. Но только в конце XVIII начале XIХ веков началось применение газа для освещения европейских городов в широких масштабах. Этот способ освещения быстро распространился и практически использовался во всех крупных городах мира. Для освещения применялся светильный газ из угля или нефти. В конце XIХ века газовое освещение было вытеснено электрическим. Изобретение газогенератора в 30-х гг. положило начало использова- 92 нию газогенераторного газа в промышленности. В годы первой мировой войны в металлургии начали использоваться коксовый и природный газы. Генераторный газ был вытеснен как более дорогой. До революции в России не было газовой промышленности как самостоятельной отрасли. Хотя первый завод по производству газа был сооружен еще в 1835 г., а также имелось небольшое количество газогенераторных установок, газ производился в ничтожных количествах. В период индустриализации в связи с быстрым ростом металлургии, химической промышленности, машиностроения и других отраслей потребовалось в короткие сроки построить мощные газогенераторные станции. В 1933 г. впервые в мире было создано новое производство — подземная газификация угля. В довоенные годы проводились интенсивные геологоразведочные работы по поиску месторождений природного газа. К 1940 г. было известно 200 крупных месторождений с предположительными запасами в сотни миллиардов кубических метров газа. В годы Отечественной войны был сооружен ряд новых трубопроводов для обеспечения вновь созданных промышленных узлов — Куйбышевского, Саратовского. После войны началась бурное развитие газовой отрасли в ходе создания в крупных городах энергетических комплексов, включающих три элемента: «электрификация, газификации, теплофикация». Это потребовало сооружения мощных газопроводов большой протяженности, первым из них был газопровод Саратов―Москва длиной 843 км. Во второй половине 1950-х гг. началось формирование и развитие Единой системы газоснабжения (ЕСГ) России с сооружения магистральных газопроводов Северный Кавказ ― Центр. При проектировании и сооружении этой системы были предложены принципиально новые решения, придавшие ей системные свойства. ЕСГ — первая отечественная система газопроводов с новыми компрессорными станциями (КС), явившаяся прообразом будущих многониточных коридоров. К их числу относятся газопроводы Урал — Средняя Азия, Центр ― Средняя Азия, Коми ― Торжок (Тверская обл.), сооруженные в 60-е гг. ЕСГ России — производственно-технологический комплекс, состоящий из объектов добычи, транспорта, переработки и подземного хранения газа. 93 Во второй половине 70-х гг. добыча природного газа в Советском Союзе выросла в 4,8 раза, а в 1984 г. страна вышла на первое место в мире по его добыче — 587 млрд м3/год. Был сооружен газопровод Уренгой―Ужгород. Во Франции состоялась церемония открытия трансконтинентального газопровода Западная Сибирь―Западная Европа протяженностью свыше 20 тыс. км. С 1984 г. осваивается Ямбургское газоконденсатное месторождение. Два года спустя первый газ Ямбурга поступил в магистральный газопровод, а еще через год в августе 1987 г. он пришел в Западную Украину. Магистраль Ананьев―Богородчаны (530 км) позволила увеличить экспортные поставки. В январе 1988 г. 120-километровая газовая трасса, проложенная по югу Молдавии и Украины, связала Заполярный Ямбург с Одессой. Летом того же года пущен первый промышленный газ по участку газопровода Ямбург―Западная граница СССР. К 1986 г. Единая система газоснабжения страны включала примерно 160 тыс. км магистральных газопроводов, около 350 компрессорных станций, более 270 промысловых установок комплексной подготовки газа с несколькими тысячами скважин и десятками подземных хранилищ. Максимальный рекорд добычи газа на территории бывшего Советского Союз — свыше 815 млрд м3 (1992 г.). Созданное в 1948 г. Главное управление по добыче природного газа явилось первой формой государственно-производственной организации работников газовой отрасли и действовало в структуре Миннефтепрома. В 1956 г. это управление было преобразовано в Главное управление газовой промышленности при Совете Министров СССР (Главгаз). В 1963 г. создан Государственный производственный комитет по газовой промышленности СССР. В 1965 г. начало работу Министерство газовой промышленности СССР. Из его состава в дальнейшем выделилось Министерство строительства предприятий для нефтяной и газовой промышленности — Миннефтегазстрой (1972 г.). В 1989 г. на основе Министерства газовой промышленности был образован Государственный газовый концерн «Газпром». На его базе в 1993 г. создается Российское акционерное общество — РАО «Газпром», переименованное в 1998 г. в Открытое акционерное общество — ОАО «Газпром». Сейчас «Газпром» диверсифицирует свой бизнес и предпринимает попытки стать топливно-энергетической корпорацией. 94 3.4. История угольной отрасли Угольная промышленность — одна из древнейших отраслей горной промышленности. Примитивная добыча ископаемых углей известна с древности. Древние греки использовали уголь как топливо. Промышленное использование углей было впервые осуществлено в Китае еще до новой эры. В Западной Европе уголь стал использоваться значительно позже. Как самостоятельная отрасль угольная промышленность сформировалась в середине XVIII века, когда осуществился переход к плавке чугуна на угольном коксе. С начала XVII вплоть до середины XIХ веков первое место в мире по добыче угля (более 80 %) занимала Англия. Затем ее доля в мировой добыче начала снижаться в результате бурного роста угольной промышленности в Германии и США. В этот период отрасль была наиболее монополизирована. В 1893 г. в Германии был создан Рейнско-Вестфальский синдикат, контролирующий 95,4 % добычи Рурского угля. Истоки горного дела уходят в глубь веков. Освоение природных богатств, скрытых в недрах земли, было неотъемлемой частью цивилизационного процесса. Еще в древности были разработаны основные приемы подземного способа добычи полезных ископаемых: разделение процедур врубовых работ с последующей клиньевой отбойкой породы. В России высокий в технологическом отношении уровень был достигнут на солевых выработках. В античные времена на некоторых рудниках работало по нескольку десятков тысяч рабов, что требовало не только технологического оснащения производства, но и решения сложнейших организационных проблем. Основные приемы добычи полезных ископаемых использовались на угледобывающих предприятиях. Первый фундаментальный труд по горному делу был написан в средние века в Западной Европе Агриколой (XV век) и содержал подробное описание принципов вскрытия месторождений, способов крепления стволов шахт, применявшихся в то время орудий труда, способов транспортировки добытых полезных ископаемых на поверхность земли. Резкий скачок в технологическом развитии горного дела произошел в XVIII веке, когда были разработаны новые способы проходки стволов шахт, особенно в условиях, которые ранее считались непри- 95 годными для проведения горных работ: проходка через плавуны, трещиноватые и сильно водоносные породы. В первой половине XIХ века во Франции появился кессонный метод проходки шахт. Накопление опыта разработки угольных пластов в разных условиях привело к совершенствованию системы их разработки. На пологих и наклонных пластах малой и средней мощности в Европе получили распространение столбовые системы разработки, которые позволили по сравнению с камерными значительно сократить потери угля. При разработке пологих и наклонных пластов использовались комбинированные камерно-столбовые системы. По мере удорожания угля все большее внимание стали уделять решению проблемы минимизации потерь угля за счет применения разнообразных систем проходки. В 80-х гг. XIХ века после появления специальных аммиачных холодильных машин начал использоваться метод замораживания породы. В это же время начал применяться метод цементации, т.е. нагнетания цемента в трещиноватые породы через специальные скважины. В ходе исторического развития произошли большие изменения в методах транспортировки. В средневековье использовались одноколесные тачки, перемещавшиеся по специальному деревянному настилу, а подъем угля осуществлялся ручным воротом, в дальнейшем оборудованным маховым колесом. Далее эволюция методов подъема происходила следующим путем: конная тяга; гидравлическое колесо в качестве двигателя; паровые машины, которые начали применяться в начале 20-х гг. XIХ века; в 30-е гг. был сконструирован подъем в его современном виде. Совершенствование инструментов, применявшихся для добычи угля, особенно быстро происходило в XIХ веке. Появление электропривода позволило решить проблему механизированной откатки под землей. В 80-х гг. XIХ века появляются первые троллейные, а затем и аккумуляторные электровозы. Подъемные устройства также стали оснащаться электрическим двигателем. Электрификация внесла значительные изменения в технику вентиляции и водоотлива шахт. Впервые пригодная модель вентилятора была разработана русским инженером А.А. Саблуковым, она оказалась пригодной для последующей электрификации. Попытки механизировать зарубку угля относятся к середине XIХ века. В этот период были созданы первые врубовые машины, среди которых наиболее перспективными оказались цепные, применявшиеся 96 вплоть до начала XХ века. Другим важным нововведением в области добычи угля было применение качающихся, скребковых и ленточных конвейеров. Приоритет в создании последнего принадлежит русскому изобретателю А. Лопатину, взявшему патент на это устройство еще в 1861 г. Особое практическое значение это изобретение приобрело к концу XIХ – началу XХ века в связи с эксплуатацией маломощных пластов, разработка которых невозможна с использованием вагонеток. В России организованный поиск ископаемых углей начался с начала XVIII века. В первой четверти столетия были открыты основные угольные бассейны: Донецкий, Подмосковный, Кузнецкий. Развитие угольной промышленности как самостоятельной отрасли относится кв последней четверти века и связано со строительством Луганского чугунолитейного завода в Донбассе. Развитие железнодорожного транспорта и черной металлургии в середине XIХ века способствовало широкомасштабной добыче угля. Причем основным источником являлся Донецкий бассейн, где добывалось примерно 85 % общего количества угля. Господствующее положение в угольной промышленности России до 1917 г. занимал иностранный капитал, контролировавший 60 % добычи в стране и 75 % ― в Донбассе. Синдикат «Продуголь», почти полностью принадлежащий иностранцам, контролировал рынок и устанавливал монопольно высокие цены. Его деятельностью управлял Парижский комитет. Корпорации искусственно сдерживали развитие угледобычи в стране. Отечественная угольная промышленность покрывала порядка 30 % потребности страны и составляла всего 2,5 % мировой добычи. В технологическом отношении эта отрасль была очень отсталой. Производительность труда была вдвое ниже, чем в Германии. Удельный вес механизированной добычи составлял менее 2 %. На шахтах применялся ручной труд, и использовались примитивные орудия труда. Советская власть с самого начала стала уделять большое внимание угольной отрасли, в частности, восстанавливая то, что было разрушено гражданской войной, за время которой добыча угля сильно снизилась. В 1920 г. она составляла всего 8,7 млн т. По плану ГОЭЛРО (1920 г.) добыча угля должна была увеличиться за 10―15 лет до 62,5 млн т. Уже в 1927 г. добыча угля в СССР превысила довоенный уровень, а к 1932 г. (год окончания первой пятилетки) составила 64 млн т. 97 За это время было построено 138 шахт в Восточной Сибири, Дальнем Востоке, в Средней Азии. Одновременно была создана база отечественного угольного машиностроения ― заводы в Горловке, Ленинграде, Конотопе, Харькове, Томске и других городах. Во второй пятилетке (1933―1937 гг.) добыча должна была возрасти до 128 млн т. Для этого внедрялась новая техника, новые системы работ, включая ныне осуждаемое стахановское движение. В 1932 г был создан первый в мире горный комбайн и построено 146 новых шахт. В третьей пятилетке (1938―1942 гг.) добыча должна была подняться до 242 млн т, но этому помешала война. Стали развиваться другие угледобывающие бассейны, и постепенно доля Донецкого бассейна стала снижаться. К концу первой пятилетки была создана база отечественного угольного машиностроения и был построен ряд предприятий по производству оборудования для добычи угля. В этот период были освоены новые угольные бассейны и месторождения: Карагандинский в Казахстане, Райчихинское на Дальнем Востоке, Ткварчели в Закавказье, Букачачинский в Восточной Сибири и др. Для угольной промышленности в этот период характерно не только коренное обновление шахтного фонда, но и переход к новым типам высокомеханизированных мощных шахт. Советскими учеными и конструкторами был создан угольный комбайн, разработана и начала внедряться в производство технология гидравлической подземной добычи угля, проводились первые опыты по подземной газификации угля. В 30-х гг. в СССР была освоена новая технология открытой добычи угля, т.е. с поверхности земли. Развитие угольной отрасли было связано с созданием на востоке страны мощных индустриальных баз, в частности многоотраслевого комплекса ― Урало-Кузнецкого комбината. К 1937 г. принципиально изменился технический уровень отрасли: механизация зарубки достигла 87 %, доставки ― 85 %, откатки ― 48 %. В 1940 г. добыча угля превысила уровень 1913 г. в 5,7 раз, производительность труда по сравнению с 1927 г. выросла в 2,7 раза. Впервые в мировой горной науке проводились опыты по гидравлической добыче угля подземным способом. В военные годы основные бассейны Европейской части СССР оказались на оккупированной территории. В связи с созданием про- 98 мышленной базы на Востоке страны ускоренно строились новые предприятия угольной отрасли. За годы войны были построены десятки шахт в Кузбассе; новые разрезы для добычи угля открытым способом в Казахстане и Красноярском крае; начато освоение Печорского бассейна. В 1943 г. были восстановлены шахты Подмосковного бассейна; кроме того, в этот период был разведан ряд новых угольных бассейнов. В послевоенные годы наряду с восстановлением шахт, разрушенных в годы войны, ускоренными темпами создавались предприятия угольной отрасли в новых и уже освоенных бассейнах. К концу 60-х гг. угледобыча выросла в 5 раз по сравнению с довоенным уровнем и составила в 1955 г. 291 млн т, а в 1960 г. ― 593 млн т. В этот период было создано 200 типов новых угольных машин и механизмов. Производительность труда выросла на 23 % по сравнению с довоенным уровнем. Важным достижением в области технологии явились разработка методов обогащения угля и создание новой отрасли по переработке угля. С этого времени переработке подвергается почти весь добываемый уголь. После войны добыча угля стала быстро развиваться (табл. 3.1), чему способствовали прогрессивные методы: использование механизированных комплексов, гидродобыча, открытые разработки. В 1975 г. такими методами добывалось 60,7 % угля. СССР занимал первое место в мире (1000 забоев) по объемам добычи угля с помощью механизированных угольных комплексов. Несмотря на развитие угольных бассейнов по всей стране в 1975 г. 30 % угля по-прежнему давал Донбасс. Уголь расходовался следующим образом: 36 % ― для производства электроэнергии, 20 % ― для коксохимической промышленности, 14 % ― для коммунальнобытовых расходов, 30 % ― для прочих потребителей (с/х и др.). Таблица 3.1 Годовая добыча угля в СССР, млн т Год Всего 1913 29,2 Открытым способом 0,2 1940 1950 1960 165,9 261,1 509,6 6,3 27,1 102,0 99 1970 1975 624,1 701,3 166,6 225,8 Важную роль в экономике страны сыграло широкомасштабное освоение Канско-Ачинского угольного бассейна и создание на его базе мощного энергокомплекса, включающего три тепловые электростанции мощностью более 1000 МВт: Назаровскую, Беловскую, Березовскую. Разработка угля в этом бассейне началась еще в 1904 г., а массовое освоение ― с 1939 г. Общая площадь бассейна составляет 45 тыс. км2. Енисей делит его на западный (ранее назывался ЧулымоЕнисейским) и восточный (ранее Качинский) бассейны. Основные месторождения: Березовское, Абаканское, Саяно-Партизанское и др. Общие запасы Канско-Ачинского бассейна в 1968 г. оценивались в 600 млрд т (до глубины 600 м), из них для открытой добычи пригодны 140 млрд т. В бассейне насчитывается до 20 рабочих пластов угля суммарной мощностью 120 м. Основной пласт – Мощный ― имеет толщину от 30―50 до 80 м. С этого пласта добыча открытым способом в 1970 г. составила 18 млн т. Уголь в бассейне бурый, кроме СаяноПартизанского месторождения, где уголь каменный марки Г. Здесь сложные условия залегания, наклонные пласты мощностью 1―1,5 м. Перспективным является Березовское месторождение. В топливно-энергетическом балансе (ТЭБ) России доля угля в 50е гг. достигала 65 %, затем стала снижаться 60-е гг. до 40―50%. В 70―80-е гг. угольное топливо было вытеснено нефтегазовым. В настоящее время доля угля в ТЭБ России составляет лишь 12―13 %, а в топливном балансе теплоэлектростанций ― примерно 25 %. В то же время в ТЭБ России на газ приходится 49 %, на нефть ― 32 %, на уголь ― около 13 %. В перспективе доля угля в ТЭБ будет повышаться, и спрос на уголь в России в связи с изменением структуры запасов основных энергоносителей будет возрастать (рис.3.1). В восточных регионах России, включая Урал, доля угля возрастает в производстве электроэнергии. В настоящее время на Дальнем Востоке удельный вес угля в балансе котельно-печного топлива превышает 80 %, а электрическая и тепловая энергия в регионах Дальнего Востока вырабатывается в основном на ТЭС на угле. 100 Рис.3.1. Доля угля в топливноэнергетическом балансе России Большую роль в успешном функционировании угольной отрасли играет горно-спасательное дело, охватывающее организацию и технику борьбы с различными авариями. Первая горно-спасательная станция в России была создана в 1907 г. в г. Макеевка (Донбасс) Советом съезда горнопромышленников Юга России. Помимо организации оперативной работы были созданы спасательные отряды в основных районах угледобычи, она стала центром научной работы по исследованию условий безопасной работы. В дальнейшем (в 1927 г.) на базе этой станции был организован специализированный научно-исследовательский институт. Большой вклад в развитие этой отрасли знаний внесли выдающиеся русские инженеры Д.Г. Левицкий и Н.Н. Черницын. В советский период большое внимание формированию научно-теоретической базы горно-спасательного дела уделял академик А.А. Скочинский. Благодаря хорошей организации горно-спасательных работ в России и СССР удалось значительно повысить безопасность труда шахтеров и избежать крупных аварий. Пренебрежение правилами безопасности приводит к огромным человеческим жертвам. Одна из крупнейших аварий на шахте в Маньчжурии в 1943 г. привела к гибели свыше 1200 человек. В настоящее время угольная промышленность России стоит перед необходимостью глубокого реформирования. В течение ряда последних лет снижается уровень добычи угля (с 1990 по 1994 гг. добыча угля в Российской Федерации в целом сократилась на одну треть), падает производительность труда в отрасли, растет себестоимость добы- 101 чи. Резкое сокращение промышленного производства в последние годы обострило проблему платежеспособного спроса на продукцию угольной отрасли, поставило подавляющее большинство угледобывающих предприятий в крайне тяжелое положение. Распад СССР привел к тому, что значительная часть ранее созданной угольной базы оказалась в Украине и Казахстане. На долю России в 1990 г. приходилось 55,7 %, Украины ― 23,7 %, Казахстана ― 18,8 % общесоюзной добычи угля. Россия получила 271 из 574 угледобывающих предприятий бывшего СССР. В европейской части страны их осталось 82 из 333. Почти полностью была утеряна мощная база высококачественных углей Донбасса и Караганды, отошел к Казахстану уникальный по мировым меркам Экибастузский угольный бассейн. Россия лишилась многих заводов горного машиностроения. В течение длительного периода времени угольная промышленность СССР, а потом Российской Федерации создавала собственный строительный потенциал. Сейчас он, в целом, способен обеспечить выполнение основных задач реструктуризации отрасли. Будут продолжены разгосударствление большинства угольных предприятий и переход на акционерную форму хозяйствования. В необходимых случаях отрасль получает разностороннюю строго селективную государственную поддержку мер по закрытию неперспективных мощностей и санации нерентабельных угольных предприятий. Будет создан, наконец, механизм ценообразования, адекватный рыночной системе, но предусматривающий его государственное регулирование, вырастет производительность труда шахтеров и нагрузка на очистной забой, снизится себестоимость добываемого угля. Системы финансирования и бухгалтерского учета на предприятиях будут реформированы в соответствии с общепринятыми международными стандартами и соглашениями. 3.5. Закономерности технологического развития Для управления процессами экономического роста на макро- и микро уровне необходимо предвидение возможных путей технологического развития материально-технической базы экономики. Периодические изменения на всех уровнях экономической системы: струк- 102 турная перестройка хозяйствующих субъектов, колебания рыночной конъюнктуры, вариации активности инновационной деятельности ― тесно связаны с динамикой технологического развития. Привычное представление экономической системы как совокупности отраслей, которые распадаются на подотрасли, а те, в свою очередь, на укрупненные производства и технологические процессы, не создают необходимой базы для анализа закономерностей технологического развития. Любая отрасль является технологически неоднородной: формирующие ее технологические процессы различаются по техническому уровню и качеству продукции; многие технологические системы совершенно автономны и производят невзаимозаменяемую продукцию, включают в свои технологические цепочки поставщиков и потребителей из разных отраслей. Современная теория технологической динамики базируется на анализе механизмов и факторов смены технологических укладов. В каждый момент времени в экономике используется множество разнообразных технологий; они образуют технологические цепочки и совокупности, тесно связанные между собой. Технологический уклад (ТУ) ― это комплекс сопряженных производств, технологических совокупностей, соединенных устойчивыми производственнотехнологическими взаимосвязями. Технологические совокупности складываются из связанных «входами » и «выходами» технологических процессов, продукция которых используется главным образом внутри нее. Это является залогом устойчивости технологических связей, которая обусловлена требованиями качественного соответствия сопряженных технологических процессов. В каждой отрасли существует несколько относительно автономных технологических совокупностей. Среди технологических совокупностей, образующих ТУ, выделяют так называемое ядро технологического уклада, определяющее его облик и сформированное на базе инновационных в период зарождения технологий. ТУ характеризуется единым техническим уровнем и включает однородные производственные системы. Каждый уклад представляет собой целостное и устойчивое образование, внутри которого осуществляется замкнутый цикл, включающий добычу и получение первичных ресурсов, все стадии их переработки и выпуск набора конечных продуктов. Техническое развитие не может происходить иначе как путем последовательной смены ТУ. При этом материальные условия для 103 Объем производства продукции становления каждого из них формируются в результате развития предыдущего. В своем дальнейшем развитии новый ТУ опирается на производственный потенциал, созданный в ходе предшествовавшего этапа технико-экономического развития, преобразовывая его в соответствии с собственными потребностями. В рыночной экономической системе предприятия, не проводящие своевременно технологического обновления, неизбежно теряют свою конкурентоспособность и исчезают. Для современной России характерна многоукладность, которая является наследием советского прошлого, когда эволюционный характер технологического развития корректировался государством. Время Рис. 3.2. Жизненный цикл технологического уклада Для описания эволюционного процесса развития ТУ как любой экономической системы может использоваться модель «жизненного цикла» (ЖЦ), которая представлена на рис. 3.2. Эта модель описывает изменение объема производства продукции производствами, использующими технологии данного уклада, в течение периода существования ТУ. В ЖЦ ТУ выделяют два этапа: период становления и период доминирования, каждый из которых имеет свой максимум, причем последний в разы превышает первый. Период становления совпадает с периодом доминирования предыдущего уклада. Каждый новый ТУ в своем развитии использует старую транспортную и информационную инфраструктуру и энергоносители, а по мере его развития создается новый тип инфраструктуры и постепенное вытеснение старой. ЖЦ ТУ в рыночной экономике отражается в специфической форме длинных волн экономической конъюнктуры, которые были выявлены русским экономистом Н.Д. Кондратьевым. Он связывал их с периодичностью воспроизводства капитальных благ, циклически проис- 104 ходящими обновлениями, которые вызывают отклонения экономики от состояния равновесия. По Й. Шумпетеру появление новых методов в производстве и управлении говорит о существовании огромного многообразия волнообразных движений в экономической жизни, вызывающих ее цикличность. Внутри экономической системы имеется источник энергии, вызывающий нарушения равновесия. Появление новых отраслей промышленности и товаров вызывает нарушение равновесия, а затем снова стремится к равновесию, но уже с учетом динамики ускорения новых комбинаций (подъемов) и приспособления предприятия, фирмы к изменяющейся по этой причине ситуации. Предприниматели стремятся к внедрению нововведения, особенно внедрению нового товара, так как на первых, порах пока это нововведение не получило широкого распространения, возникает ситуация, характеризующаяся как «монополистическая конкуренция». В ходе каждого структурного кризиса мировой экономики, сопровождающего процесс замещения доминирующих технологических укладов, открываются новые возможности экономического успеха. Страны, лидировавшие в мировой экономике в предшествующий период, сталкиваются с обесцениванием капитала и снижением квалификации занятых в отраслях устаревающего технологического уклада работников, в то время как страны, успевшие создать заделы в формировании производственно-технологических систем нового технологического уклада, оказываются центрами притяжения капитала, высвобождающегося из устаревающих производств. Каждый раз смена доминирующих технологических укладов сопровождается серьезными сдвигами в международном разделении труда, обновлением состава наиболее преуспевающих стран. Анализ динамики приоритетных направлений технологического развития и вместе с ним смены источников энергии на основе обобщенной характеристики ТУ приведен в табл. 3.2. Таблица 3.2 Характеристики технологических укладов Характеристика Период доминирования Технологический уклад 1-й 2-й 3-й 4-й 5-й 1770―1830 гг. 1830―-1880 гг. 1880―1930 гг. 1930―1980 гг. от 1980―1990 гг. до 2030―2040 гг. 105 Технологические лидеры Великобритания, Франция, Бельгия Развитые страны Германские государства, Нидерланды Ключевой фактор Энергоисточники Великобритания, Франция, Бельгия, Германия, США Германия, США, Великобритания, Франция, Бельгия, Швейцария, Нидерланды США, страны Западной Европы, СССР, Канада, Австралия, Япония, Швеция, Швейцария Италия, Россия (СССР), СССР, Нидерланды, Италия, Бразилия, Швейцария, Дания, Мексика, Австро-Венгрия, Австро-Венгрия, Китай, Россия Канада, Тайвань, Япония, Индия Испания, Швеция Япония, США, ЕС, Швеция Водяные колеса Паровой двигатель Древесный уголь Каменный уголь Когенерационные станции, геоТЭС, ветроустановки, солнечные батареи Гидротермальные источники, энергия солнца и ветра, биоресурсы Бразилия, Мексика, Аргентина, Венесуэла, Китай, Индия, Индонезия, Турция, Восточная Европа, Канада, Австралия, Тайвань, Корея, Россия и СНГ Ядро техно- Текстильная Паровой двига- Электротехниче- АвтомобилеЭлектронная прологического промышлентель, железнодо- ское, строение, мышленность, уклада ность, текрожное строитяжелое тракторостроевычислительная, стильное тельство, транс- машиностроение, ние, оптико-волоконная машинострое- порт, машинопроизводство и цветная металтехника, проние, выплавка строение, паро- прокат лургия, граммное обеспечугуна, обра- ходостроение, стали, линии производство чение, телекоммуботка железа, угольная проэлектропередач, товаров длитель- никации, роботостроительство мышленность, неорганическая ного пользовастроение, произканалов, водя- станкоинструхимия ния, синтетиче- водство и перераной двигатель ментальная ские материалы, ботка газа, промышленорганическая информационные ность, черная химия, произуслуги металлургия водство и переработка нефти ТЭС, ГЭС ТЭС, ГЭС, ветроэнергоустановки, солнечные батареи Каменный уголь, Нефть, уголь, нефть газ, энергия солнца и ветра, атомная энергия Неравномерность технико-экономического развития определяется процессами взаимодействия и замещения технологических совокупностей, составляющих ТУ. В мировом технико-экономическом развитии, начиная с промышленной революции в Англии и до наших дней, можно выделить периоды доминирования пяти сменявшихся технологических укладов. 106 Каждому технологическому укладу свойственен определенный набор материалов, применение энергоресурса, использование определенной технологии сжигания топлива для обогрева и освещения жилищ. С формированием первого ТУ началась эпоха экономического роста, ключевым фактором которого явилась механизация текстильной промышленности. Базисными инновациями этого уклада были прядильные машины и ткацкие станки. В Европе в это время в качестве основного энергоресурса для обогрева жилищ использовали дрова, и только в Англии каменный уголь в качестве топлива для обогрева жилищ применяли еще со времен нормандского завоевания. Уже в 1800 г. в Англии было добыто 15 млн т угля, в то время как во всей континентальной Европе добыча угля не превысила 3 млн т. Теплотворная способность угля в два раза выше, чем у сухих дров, а его запасы оказались намного больше лесных ресурсов. Поэтому с этого времени в промышленности начинается процесс замещения дров каменным углем, который достигает своего апогея во втором технологическом укладе. Развитие науки и техники в этот период позволило построить первые машины, т.е. механизмы, преобразующие энергию в полезную работу. В 1784 г. ученый механик Джеймс Уатт сконструировал паровую машину. Это было изобретение мирового значения, позволившее через несколько десятилетий обеспечить паровыми двигателями фабрики и железные дороги. Механизация текстильной промышленности стимулировала производство конструкционных материалов, которое послужило толчком для развития металлургии. В 30-х гг. XVIII в. Дерби открыл способ выплавки чугуна на каменном угле. Но массовое производство конструкционных материалов из чугуна стало возможным только с формированием второго технологического уклада и с увеличением спроса на черные металлы. Использование парового двигателя революционизировало промышленное производство и стало основой его развития. Успехи в добыче угля и производстве чугуна к концу XVIII в. привели к промышленной революции. Каменный уголь в этот период становится основным энергоносителем не только в Англии, но и во всей Европе. В 80-х гг. английским металлургом Кортом был изобретен способ переплавки чугуна на железо на каменном угле (пудлингование). Поскольку каменного угля в Англии было достаточно, английская металлургия быстро вышла на первое место в мире. 107 Промышленная революция проходила как цепная реакция. Изобретения влекли за собой другие изобретения. Переворот начался с легкой промышленности, но в ходе него создавался рынок для тяжелой. Так, для изготовления массы машин для легкой промышленности, требовалось много металла; спрос на машины нельзя было удовлетворить, изготовляя их в кустарных мастерских с ручным трудом. Это вызвало переворот в машиностроении: началась индустриализация ― создание крупного машинного производства. Рост производства, развитие рыночных отношений потребовали кардинального решения транспортных проблем, поскольку уже невозможно было перевозить массу товаров на лошадях и парусных судах. Ускоренными темпами стал развиваться железнодорожный транспорт. Широкая механизация труда и концентрация производства сопровождались ростом тяжелого машиностроения и горнодобывающей промышленности, развитием металлургии и станкостроения, что, в свою очередь, создало предпосылки для становления базисных производств третьего ТУ. Главной отличительной чертой третьего технологического уклада стало широкое использование электродвигателей и развитие электротехники. Строительство ЛЭП обеспечило внедрение адекватной технологии энергопотребления в городах и усиливало процесс урбанизации. Эдисон организовал массовое производство электроламп, добившись рекордно низкой себестоимости. Электроэнергия стала широко применяться в быту. В это же время получила развитие нефтяная отрасль. В США началась нефтяная лихорадка ― в 1869 г. в Пенсильвании была пробурена первая нефтяная скважина, затем в Техасе и Калифорнии. Началась переработка нефти в промышленных масштабах. К 1900 г. нефтяные промыслы открылись в Баку и Румынии. Перед началом первой мировой войны добыча нефти развернулась в Мексике, Венесуэле и Иране. В это же время, положено начало использования электрической энергии в быту. Начался процесс монополизации во многих отраслях, выражающийся в увеличении масштабов производства и создании предприятий с иерархическими системами управления современного типа. Например, компания «Дженерал Электрик», которой принадлежал патент на изобретение лампочек накаливания с вольфрамовой нитью, господствовала на рынке вплоть до 1930 г. 108 Рост машиностроительного производства стимулировал прогресс в черной металлургии, которая стала главным поставщиком конструкционных материалов в промышленность. В ходе жизненного цикла третьего ТУ произошел переход к новым способам получения металлов ― внедрены доменная и мартеновская технологии, технология проката стали, обеспечившие производство дешевой стали. Другое направление научно-технологического прогресса в рамках третьего ТУ ― развитие химической промышленности. В этот период в промышленных масштабах начали производить минеральные удобрения, взрывчатые вещества, освоено коксохимическое и нефтехимическое производства и др. Эти технологии создали предпосылки для развития четвертого ТУ. Среди важнейших предпосылок четвертого ТУ, сформировавшихся в период доминирования третьего, следует также указать на развитие автодорожной транспортной инфраструктуры, сетей телефонной связи, создание инфраструктуры нефтедобычи. В этот период был внедрен двигатель внутреннего сгорания и произошло становление автомобильной отрасли. Технологические совокупности третьего ТУ продолжали воспроизводиться в развитых странах вплоть до 60-х гг., но уже в послевоенные годы четвертый ТУ занял доминирующее положение. В числе отраслей, входивших в ядро этого уклада, были химическая промышленность органического синтеза и связанные с ней производства смол и синтетических пластмасс, автомобиле- и тракторостроение, производство моторизованных вооружений. Для этого уклада характерно развитие комплексной механизации и автоматизации производства, повышение уровня специализации. В последние 10―15 лет доминирования этого уклада в развитых странах произошло насыщение рынка потребительских товаров. Для дальнейшего экономического роста необходимо было обеспечить рост конкурентоспособности продукции. Это инициировало бурное инновационное развитие во многих отраслях, замещение базовых технологий. В период доминирования четвертого ТУ сформировалась теоретическая и технологическая база электроники, обеспечившая развитие информационных технологий, развитие высоких технологий, в том числе космических. В течение четвертого периода произошел количественный и качественный скачок в развитии энергетики. В 1954 г. в СССР была введена в эксплуатацию первая в мире атомная электростанция мощностью 109 всего 5000 кВт, но уже к 70-м гг., когда в развитых странах практически завершился ЖЦ четвертого ТУ, мощность АЭС в мире составила МВт и вырабатывалось ими % мировой выработки. В электроэнергетике на протяжении двух десятилетий уровень напряжения при дальнем транспорте электроэнергии превысил 1000 кВ, что обеспечило возможность передачи электрической мощности на тысячи километров. Повышение начальных параметров пара в теплоэнергетике обеспечило повышение КПД на %. Развитие энергетики явилось толчком для создания специализированных жаропрочных и устойчивых к облучению материалов. Кроме того, в этот период началось производство так называемых композитных материалов, позволивших успешно решить многие инженерные задачи. Пятый ТУ можно назвать укладом информационных, коммуникационных технологий и биотехнологий. В связи с ухудшением состояния окружающей среды, неблагоприятных прогнозов относительно запасов нефти, газа на первый план выходит проблема энергосбережения. Начало этого уклада связывают с развитием средств коммуникации, цифровых и компьютерных сетей и генной инженерии. Пятый ТУ активно генерирует создание и непрерывное совершенствование как новых машин и оборудования (компьютеров, ЧПУ, роботов, обрабатывающих центров), так и информационных систем (баз данных, локальных и интегральных вычислительных систем, информационных языков и программных средств переработки информации). Важное значение среди несущих производств пятого ТУ в обрабатывающей промышленности имеют гибкие автоматизированные производства (ГАП). Гибкая автоматизация промышленности существенно расширяет разнообразие выпускаемой промышленности. Другой характерной чертой пятого уклада является процесс дезурбанизации. Свободный доступ к глобальным системам массовой информации, автономные источники энергопитания, развитие автотранспорта меняет представлении о времени и пространстве. Нефтяной кризис 70-х гг. заставил развитые западные страны ужесточить нормы по энергосбережению, оказал большое влияние на развитие малой энергетики на базе альтернативных источников энергии. В этот период большое внимание стали уделять созданию энергоэкономичного жилья. В связи с резким удорожанием углеводородов усилилось внимание к развитию ядерных технологий. Чернобыльская авария заставила 110 больше внимания уделять развитию газовых технологий в сфере тепловой генерации. В течение ЖЦ пятого ТУ формируются элементы шестого технологического уклада. Ядро шестого ТУ составляют нанотехнологии, CALS-технологии, биотехнологии ― биоинформатика, протеомика, геномика, фотоника и микромеханика. Нанотехнологии ― это технологии, оперирующие величинами порядка нанометра. Это ничтожно малая величина, сопоставимая с размерами атома. Их использование позволяет принципиально поновому решать многие проблемы, создавать устройства на макроуровне. Они применимы практически во всех сферах деятельности: в научных исследованиях, информатике, медицине и промышленности. По оценке экспертов через 10―15 лет развитие этих технологий позволит создать новую отрасль экономики с оборотом примерно в 10―15 млрд долл. CALS-технологии ― это единая стратегия правительства и бизнеса по формированию бизнес-процессной высокоавтоматизированной и интегрированной системы управления ЖЦ продукта. Для решения этой проблемы необходимо создание единого информационного пространства, использование принципов стандартизации и унификации в информационной сфере; применение информационных моделей, являющихся единым источником информации и стандартизированных методов доступа к данным множества пользователей ― участников деятельности по производству и использованию продукта на всех этапах его ЖЦ. Развитие биотехнологий связано, в первую очередь, с успехами в сфере генетики: на базе изучения закономерностей физических, химических и информационных процессов в живых организмах разрабатываются методы изменения свойств и возможностей живого организма, создаются новые организмы, обладающие запрограммированными свойствами. В течение ЖЦ шестого ТУ формируются элементы седьмого технологического уклада. В сфере энергетики на первое место ожидается выход водородной энергетики, которая может решить проблему обеспечения человечества энергоресурсами на прогнозируемую перспективу развития цивилизации. Она начала формироваться в рамках четвертого технологического уклада, когда широко стали применяться промышленные установки производства водорода. В настоящее время в промышленных масштабах начинается освоение водородного топли- 111 ва для автотранспорта; через 10―15 лет ожидается ввод в эксплуатацию электростанций на водородном топливе. Концепция технико-экономического развития в виде последовательной смены ТУ базируется на эволюционной теории экономического роста и анализе длинных волн экономической конъюнктуры, выявленных русским экономистом Н.Д. Кондратьевым. Эмпирические исследования процессов технико-экономического развития многих экономистов подтверждают выявленные закономерности. Большой вклад в становление теории ТУ внес российский ученый С.Ю. Глазьев. Разработанная им методология имитационного моделирования на базе этой теории позволяет решать следующие задачи технико-экономического развития: - прогнозирования траектории технико-экономического развития на макроуровне; - выявления взаимосвязей и пределов развития по условию конкурентоспособности отдельных технологических совокупностей; - определения экономически обоснованной стратегии технологического развития отдельных производств и отраслей. Вопросы для повторения 1. Какие этапы развития электроэнергетики Вы знаете? 2. Какова роль плана ГОЭЛРО в развитии электроэнергетики? 3. Какой вклад в развитие добычи нефти внесли российские инженеры? 4. Каковы основные этапы развития нефтяной отрасли России? 5. Каковы основные проблемы развития угольной отрасли? 6. Какая отрасль является самой молодой среди отраслей ТЭК? 7. Каковы основные этапы развития газовой отрасли в России? ГЛАВА 4. ЭНЕРГЕТИКА XXI ВЕКА 4.1. Системно-технологические основы энергетики будущего Главной особенностью развития энергетики в XX веке была ее интеграция во все более мощные и протяженные энергетические си- 112 стемы. Советский Союз был общепризнанным лидером системной энергетики, создавшим охватывающие большую часть евро-азиатского континента и крупнейшие в мире Единую электроэнергетическую систему протяженностью от Японского до Балтийского и Черного морей и Единую систему газоснабжения от Западной Сибири до Германии и Италии, а также систему нефте- и продуктопроводов от Восточной Сибири до Чехословакии и Югославии. После 1991 г. размеры этих систем сократились до границ России, и их связанность заметно ослабла, тем не менее, они остались технологическим ядром российского топливно-энергетического комплекса. Быстрое наращивание мощности и территорий действия энергетических систем с объединением их в пределах не только стран, а целых континентов (Северная Америка, Европа, северная Евразия и др.) вплоть до полной глобализации, как это уже произошло с мировой системой нефтеснабжения, сохранится и в XXI веке как ведущая доминанта развития мировой энергетики. Она дополнится процессами межсистемной интеграции (уже активно идет, например, сращивание газовых, электроэнергетических и теплоснабжающих систем), создавая все более емкую и разнообразную технологическую среду, облегчающую достижение главных целей научно-технического прогресса: удешевление энергии для потребителей и смягчение ресурсных и экологических ограничений по ее использованию. Сама энергетика будет все больше интегрироваться с основными потребителями, встраиваясь в единые технологические цепочки, сориентированные на производство конечного потребительского продукта. Начало этому процессу положено созданием смешанных угольно- и энергометаллургических, газохимических вертикально интегрированных компаний в нефтяном секторе с ориентацией на производство широкой гаммы нефтехимических продуктов. По-видимому, новое развитие получат территориально-производственные комплексы, ядром которых станут энергетические производства, использующие малотранспортабельные, но богатые по запасам местные энергоресурсы (КАТЭК, Ангаро-Енисейский территориально-производственный комплекс (ТПК) с ГЭС и др.). Расширяющаяся системная среда будет благоприятствовать, прежде всего, традиционным направлениям научно-технического прогресса, таким как рост единичной мощности энергетических объектов и пропускных способностей связей для удешевления добычи (преобразования) и распределения энергии, расширение используемых в 113 энергетике температур и давлений, концентрация и интенсификация потоков энергии, повышение автоматизации и точности управления энергетическими процессами от горизонтального бурения скважин до обеспечения надежности и оптимизации режимов работы континентальных энергетических систем, использование гигантских объемов информации от горно-геологических характеристик месторождений топлива до характеристик энергооборудования потребителей. Развитие энергетических систем активно стимулирует также новые, прорывные направления научно-технического прогресса, связанные с коренным совершенствованием технологий использования ядерной энергии твердого топлива, нетрадиционных возобновляемых источников энергии с созданием качественно новой энергетики — сверхпроводящих электрических генераторов, накопителей и электропередач, водородной энергетики и топливных элементов, мембранных технологий переработки топлива и т. д. Одновременно с победным шествием системной энергетики в XX веке набирали силу новые направления научно-технического прогресса, действующие в сторону индивидуализации энергоснабжения как отражение «встроенности» энергетики в производство конечных потребительских продуктов и услуг. Начало этому положила массовая автомобилизация населения сначала США, а затем и других стран, сочетавшаяся с распространением грузовых автомобилей, тракторов и других мобильных машин и механизмов индивидуального применения. Теперь уже многие миллионы этих средств распределенной (бессистемной) энергетики удовлетворяют персональные потребности людей в быту и хозяйственной деятельности. Массовым явлением конца XX века стали миллионы мелких приборов индивидуального использования (фотоаппараты, видеокамеры, сотовые телефоны и т.п.), работающие на химических элементах или аккумуляторах и обеспечившие благодаря этому большую или меньшую автономность мелких потребителей энергии от больших систем энергетики при максимальной персонификации объемов и режимов энергоиспользования. Каждый человек постепенно обрастает множеством таких мелких и мельчайших источников энергии, обслуживающих потребителей все более независимо от больших систем энергетики. Формируется бытовая индивидуальная энергосфера человека, специализированная на обслуживании его образа жизни и хозяйственных интересов. В эту сферу теперь все чаще входят (и обычно берут на се- 114 бя ее организацию) персональные компьютеры. В свою очередь, благодаря аккумуляторам компьютеры все более обособляются от систем централизованного энергоснабжения. Автономизации потребителей способствует широкое распространение дизельных и газотурбинных установок средней и малой мощности, высокоинтенсивных теплогенераторов и других средств электрои теплоснабжения отдельных домов и малых предприятий. Если они работают на сетевом газе, то продолжают оставаться элементом газоснабжающих систем. Но уже созданы полностью автоматизированные компактные газотурбинные установки на биомассе, с газификацией отходов лесной промышленности и сельского хозяйства, способные обеспечивать электроэнергией и теплом отдельные дома, фермы и т.п., удовлетворяя действительно индивидуальные потребности в быту и бизнесе. Тенденция к повышению автономности индивидуальных энергоустановок, т.е. к увеличению времени их функционирования вне связи с централизованным энергоснабжением, систематически усиливается, и прогресс идет именно в этом направлении. Во многих странах ведутся разработки топливных элементов для прямого преобразования химической энергии топлива (водорода и метана) в электроэнергию, а также разнообразных аккумуляторов электроэнергии, в том числе с использованием эффекта сверхпроводимости. Это обещает создать мощную и экономичную техническую базу для дальнейшей автономизации энергоснабжения с сильным воздействием на характер расселения людей. Распространение таких индивидуальных энергоустановок в сочетании со спутниковой связью и новейшими информационными технологиями может радикально изменить стиль жизни людей постиндустриального общества, вызывая их отток из крупных городов и более равномерное расселение. Индивидуализация энергетики обычно обеспечивает более экономное использование энергии, но обслуживающая человека суммарная установленная мощность энергоустановок значительно увеличивается. Такой «обмен» большей установленной мощности на меньшее энергопотребление может стать реальной основой более энергоэкономного стиля жизни и стабилизации (если не снижения) душевого энергопотребления. Индивидуализация энергетики безусловно будет благом для охраны окружающей среды, поскольку здравомыслящий человек постарается, чтобы контролируемые им энергетические процессы минимально 115 портили среду непосредственного обитания. Кроме того, индивидуальный пользователь будет заботиться о безопасности окружающей его «энергосферы» в соответствии с личными предпочтениями, предъявляя в этом смысле «оптимальные» требования к надежности и защищенности энергооборудования. С учетом новых тенденций мирового научно-технического прогресса российская энергетика должна дополнить исторически сложившийся приоритет развития суперцентрализованных энергосистем повышенным вниманием к распределенной индивидуальной энергетике с тем, чтобы обеспечить ее опережающее развитие. Для страны с самой большой в мире и крайне неравномерно заселенной территорией рывок от архаичных отопительных печей и простейших дизельгенераторов к передовым индивидуальным энергоприборам и установкам позволит радикально выровнять условия энергообеспечения людей, стирая пресловутую «разницу между городом и деревней». Это задача огромного социального и, как уже отмечалось, экологического значения. Технологическую базу российской энергетики не удастся сменить одним скачком, переход к оптимальному симбиозу системной и распределительной (индивидуальной) энергетики будет происходить поэтапно. На первом этапе из-за острого недостатка инвестиций будет восстанавливаться и посильно модернизироваться порядком запущенная существующая производственная база «большой энергетики». Но уже на этом этапе самодеятельность людей будет направлена (и государственная политика должна содействовать этому) на оснащение освоенными в мире средствами индивидуальной энергетики. На втором этапе «большая энергетика», и, что особенно важно, крупные потребители топлива и энергии начнут массовое техническое перевооружение с использованием лучших мировых энергоэффективных технологий, желательно в отечественном исполнении. Готовясь к этому, отечественное машиностроение должно сохранить и по возможности расширить лидирующие позиции по соотношению «цена―качество» в создании атомных реакторов, электрогенераторов, небольших газовых турбин, некоторых видов горного оборудования, энергоустановок потребителей и др. В этот период с подъемом жизненного уровня населения возникнет массовый спрос на средства индивидуальной энергетики. Промышленность сможет удовлетворять и, что важнее, стимулировать его 116 реализацией имеющихся научно-технических заделов в создании топливных элементов, новых типов накопителей энергии, малых электрои теплогенераторов высокой энергетической эффективности с приемлемой ценой и т.п. В следующее десятилетие российская энергетика постепенно войдет в состав мировых стран-лидеров не только по объему, но и по эффективности производства, распределения, использования энергоресурсов и, что самое трудное, по качеству обслуживания энергетических потребностей людей с сохранением приемлемой для них среды обитания. В будущем выбор конкретных направлений развития и принимаемых решений в энергетической сфере будет все больше исходить из общих согласованных критериев устойчивого развития единой системы «энергетика ― экономика ― экология (природа)». При этом не только повышается роль государства и общества в формировании целей развития и образа будущей энергетики, повышается роль, ответственность и обязанности самого человека за это развитие. Все это требует разумного сочетания всех используемых средств: и методов индивидуализации энергоснабжения, и государственного регулирования «естественных топливно-энергетических» монополий, и формирования необходимых рыночных отношений в энергетической сфере. 4.2. Проблемы и перспективы развития энергосбережения Основной проблемой в перспективном развитии энергетики становится низкая эффективность использования энергии у потребителей по сравнению с индустриально развитыми странами мира. Наблюдаемый рост потребления электроэнергии не сопровождается пока ощутимыми сдвигами в области энергосберегающих технологий. Продолжает расти энергоемкость российской экономики, которая уже на 20 % превысила уровень конца 80-х гг. ХХ века, а низкие тарифы не стимулируют потребителей к рациональному использованию энергии и ведут к избыточному спросу на энергетические ресурсы. Единственным способом снижения темпов роста энергопотребности является энергосбережение. Энергосбережение — экономия энергетических ресурсов, достигаемая за счет реализации комплекса правовых, организационных, 117 научных, производственных, технических и экономических мер, направленных на реализацию государственной политики энергетической эффективности и обеспечение конкретных целей проводимой реформы жилищно-коммунального хозяйства и достижение экономического, экологического и социального эффектов. Общий потенциал энергосбережения составляет 360-430 млн т у.т. Сельское хозяйство 12-15 ТЭК 120 -135 ЖКХ 95 -110 Федеральная бюджетная сфера 18-22 Транспорт 23-30 Энергоёмкие отрасли промышленности 110-140 Рис. 4.1. Потенциал энергосбережения в российской экономике, млн т у.т. Энергоэффективность — эффективное использование энергетических ресурсов, обеспечивающее достижение экономически оправданного уровня производства и потребления всех видов топлива, энергии и воды, при существующем развитии техники, технологических материалов и соблюдении требований к охране окружающей природной среды. Эффективное использование энергетических ресурсов — достижение экономически оправданной эффективности использования энергетических ресурсов при существующем уровне развития техники и технологий и соблюдении требований к охране окружающей природной среды. 118 Объем экономии ТЭР в период 2002-2005 гг. составит 143-156 млн т у.т. ЖКХ 35-38 ТЭК 41-45 Сельское хозяйство 5,5-6,5 Федеральная бюджетная сфера 4-5 Транспорт 8,5-9,5 Энергоёмкие отрасли промышленности 4952 Рис. 4.2. Суммарная экономия ТЭР в период 2002-2005 гг., млн т у.т. В настоящее время по уровню энергоемкости Россия уступает развитым странам в среднем в 2―2,5 раза, а по электроемкости еще в большей мере. Несмотря на произошедшее после дефолта 1998 г. увеличение стоимости энергосберегающего оборудования примерно на 30―60 %, энергосберегающие мероприятия организационно-технического порядка оказываются в среднем вдвое дешевле добычи, транспорта (распределения), преобразования и потребления большей части ТЭР. Предполагаемые изменения и дополнения к действующему закону по энергосбережению ставят своей задачей ликвидировать по возможности накопившиеся недочеты и содействовать повышению его статуса и эффективности его работы. Опыт законотворческой деятельности в России в области энергосбережения пока небольшой в сравнении с другими странами, например с США, где к настоящему времени создана мощная правовая база по энергосбережению, которая опирается на 25 законов, обеспечивающих многостороннее и достаточно полное регулирование в этой области. Во многих развитых странах энергосбережение опирается на прямую (часто безвозмездную) поддержку государства. Такую поддержку Россия пока еще не в состоянии оказывать. Следует отметить также молодость и недостающую развитость научных исследований по развитию ТЭК в период полноценного рынка энергии. 119 Трудности в решении задач активного внедрения энергосбережения заключаются в том, что их решение происходит в условиях незавершенности административной реформы в стране. Все энергосберегающие мероприятия могут быть разделены на малозатратные, быстроокупаемые и мероприятия со сроком окупаемости более трех лет. К малозатратным относят мероприятия, относящиеся главным образом к организационно-техническим и режимным направлениям, они, как правило, не требуют для своего внедрения существенных капиталовложений. К быстроокупаемым относят мероприятия по экономии топлива и энергии в сфере производства, транспортировки и распределения энергии, которые окупаются в срок до трех лет. Такие мероприятия, как правило, не встречают серьезных препятствий к своему внедрению. К числу таких мероприятий относятся также социальноориентированные мероприятия, обеспечивающие снижение финансовой нагрузки от системы энергоснабжения в первую очередь на местный бюджет. Все мероприятия со сроком внедрения более трех лет также могут быть классифицированы по группам, но их внедрение требует серьезного и достаточно серьезного обоснования. Все энергосберегающие мероприятия могут быть классифицированы по следующим параметрам:  по этапам внедрения;  по типам оборудования;  по эффекту;  по степени приоритетности. Два первых параметра являются очевидными. О сроках внедрения, определяемых величиной эффекта, уже упомянуто выше. Степень приоритетности характеризуют следующие показатели:  максимальное снижение нагрузки на местный бюджет (города или предприятия);  максимальный социальный эффект;  экологическая эффективность;  снижение эксплуатационных затрат. Проведение энергосберегающих мероприятий на предприятии требует серьезного технико-экономического обоснования. Для этой цели проводится энергоаудит, по результатам которого выявляется 120 потенциал энергосбережения и намечаются энергосберегающие мероприятия. По этим мероприятиям проводится экономический анализ затрат и результатов с использованием методологии инвестиционного и факторного анализов по оценке влияния намеченных мероприятий на финансово-экономические результаты деятельности предприятия. По результатам анализа принимается решение о разработке энергосберегающей программы в соответствии с приоритетностью мероприятий. 4.3. Водородная энергетика. Современное положение и перспективы развития Одной из важнейших задач современности является коренная экологическая реорганизация промышленности и энергетики. Наиболее общий метод решения этой проблемы состоит в широком использовании водорода — по сути, единственного экологически чистого энергоносителя, т.е. переход к водородной энергетике. Одним из главных вопросов современной экологии и развития водородной энергетики является решение проблем крупномасштабного получения дешевого водорода. Как показывает анализ, для России необходимо поэтапное наращивание производства водорода, уровень которого уже через 4―5 лет должен составлять 20―23 млн т/год. Этот первый этап должен характеризоваться эффективным использованием водорода на транспорте, в металлургии, нефтехимии и т.д. Однако уже в первые десятилетия нового тысячелетия объем производства водорода необходимо довести до 60―75 млн т/год и параллельно обеспечить его широкое использование во всех индустриальных отраслях. Следующий этап — широкомасштабное применение водорода как основного и экологически чистого энергоносителя — отвечает уровню его производства в 200 млн т/год. Необходимо отметить, что поскольку водород является вторичным энергоносителем, водородная энергетика должна опираться на первичные энергоисточники: ядерную энергетику повышенной безопасности, солнечную энергию, энергию ветра, приливов и т.д. Наиболее универсальным методом производства водорода является получение водорода из воды с помощью плазмохимических и электрохимических технологий. Водород можно получать с помощью плазмохимических методов из природного газа (метана), а также при 121 его переработке для выделения сернистых примесей, таких как H2S (сероводород). Фундаментальной задачей остается дальнейшее понижение энергетической цены получения водорода. Эта проблема требует проведения широкого круга разноплановых исследований, в том числе фундаментальных. Следующая важная проблема — водородная безопасность ядерных энергетических установок, а также других водородосодержащих производств. Здесь необходимы комплексные исследования, основанные на правильно выбранных концепции и методах регулирования концентраций водорода в больших объемах. Второй этап может быть связан с полным устранением природных топлив из энергобаланса и требует освоения крупномасштабного производства водорода из воды. Основу такой схемы должны составлять возобновляемые первичные энергоисточники (солнечная энергия, гидроэнергетика, энергия ветра, энергия приливов, геотермика), а также атомные, а в перспективе и другие источники. Использование водорода в качестве экологически чистого топлива для транспорта и вторичного энергоносителя-аккумулятора энергии в энергетике связано с разработкой ряда ключевых элементов новой техники ― прежде всего топливных элементов с твердополимерным электролитом для автотранспорта, высокотемпературных топливных элементов для энергетики и водородно-кислородных парогенераторов для энергоустановок больших мощностей. По оценкам отечественных и зарубежных специалистов водородные энергоустановки на базе топливных элементов будут наиболее эффективны при их мощности до 1―10 МВт. При мощностях свыше 10 МВт экономичнее и эффективнее энергоустановки паротурбинного цикла с водородно-кислородными парогенераторами, разработки которых в настоящее время наиболее продвинуты в Германии, России и Японии. Японское правительство в рамках организации NEDO (Организация по разработкам в области новых источников энергии и новых промышленных технологий) создало Программу мировой энергетической сети (WE-NET) — проект продолжительностью с 1993 по 2020 гг. Программа направлена на исследование и выявление технологических решений, необходимых для развития системы преобразования энергии на базе водорода. Часть этих усилий направлена на исследование и развитие системы турбин с использованием водорода в качестве топ- 122 лива, которая может эффективно преобразовывать химическую энергию, заключенную в водороде, в электрическую энергию посредством теплового двигателя, в котором происходит сжигание водорода с чистым кислородом. Крупнейшие производители автомобилей все чаще задумываются об альтернативных источниках топлива. Работа в этом направлении ведется уже давно. Как правило, наиболее перспективными видами топлива считаются природный газ и водород. Близко к серийному производству таких двигателей подошла американская компания Ford. 7 августа 2002 г. канадская компания Ballard Power Systems совместно с Ford Power Products продемонстрировали предсерийный образец водородной генераторной установки Ballard Ecostar. По утверждению разработчиков, это первый в мире генератор, основанный на традиционном двигателе внутреннего сгорания, в котором в качестве топлива используется водород. Дальше всех на сегодняшний день в использовании водорода в двигателе внутреннего сгорания продвинулась немецкая компания BMW, создав автомобиль для США, который может работать и на водороде, и на бензине. В больших городах для автомобилей, использующих водород в качестве топлива, появятся специальные автозаправки. Таким образом, удастся избежать нехватки трубопроводов и машин по перевозке сжиженного водорода, обеспечив плавный переход с дизельных и бензиновых двигателей на водородные, а также достижение конечной цели: перехода на экологически чистые топливные элементы. Даже традиционные энергетические компании находят будущее водорода привлекательным. Водород является идеальным топливом, так как при его сгорании не образуется ничего, кроме химически чистой воды. К важным преимуществам водорода как перспективного топлива относятся следующие:  водород является возобновляемым источником энергии и не связан с выбросом каких-либо загрязнений в окружающую среду. При сжигании водорода в чистом кислороде единственными продуктами оказываются тепло и вода;  высокая теплотворная способность. Теплота сгорания водородного топлива по сравнению с другими видами топлив приведена в табл. 4.1. Таблица 4. 1 123 Сравнительная характеристика теплоты сгорания различных видов топлива Вид топлива Теплота сгорания, кВт∙ч/т Водород 33 500 Природный газ 13 800 Каменный уголь 8 150 Основные причины, требующие перехода с экономики традиционного топлива на водородную экономику, состоят в следующем:  неминуем пик глобального производства нефти;  повышается концентрация оставшихся резервов нефти на политически нестабильном Среднем Востоке;  реальными бенефициарами водородной экономики станут страны Третьего мира. Они могут сделать значительный рывок, особенно те, у кого нет нефти, и они не могут производить свою энергию. Они могут сделать ставку на солнечную или ветровую энергию, или технологию биомассы, и хранить ее, используя водород. Сорок лет назад Римский клуб предупредил о грядущем истощении запасов нефти и серьезнейшей опасности загрязнения окружающей среды. Сорок лет спустя поставленный диагноз находит подтверждение, но лишь отчасти. Хотя за резким взлетом цен на сырую нефть просматриваются первые признаки истощения дешевого черного золота, главным предметом озабоченности сейчас, бесспорно, являются опасность потепления климата и проблемы, связанные с выбросом в атмосферу двуокиси углерода, не говоря уже о геополитических проблемах. Независимо от того, подписали страны Киотский протокол или нет, все государства признают, что уже неразумно считать основой стабильной экономики энергетические ресурсы земных недр. Тем более, что к настоящему времени достигнут заметный прогресс в развитии «зеленой» энергетики (ветровые двигатели, солнечные батареи, биомасса, геотермическая энергия и т.д.), уже близкой к тому, чтобы конкурировать с нефтью, цена за которую приближается к 100 долларам за баррель. Технологический прогресс играет свою роль, интегрируясь в экономический процесс. Исчезновение монополий открывает дорогу перед самостоятельными производителями. Мы стоим на пороге возникновения новой энергетики, и все говорит о том, что ее появление произведет такой же яркий эффект, как и рождение информаци- 124 онных технологий. Было бы, конечно, наивно полагать, что это изменение будет простым и быстрым. Китай и Индия будут по-прежнему добывать уголь; газ, безусловно, послужит временным вектором развития энергетики, а лет через 30―40 его сменит водород. Новый вектор, который станет устойчивым лишь тогда, когда водород будут добывать с помощью экологически чистых технологий. 4.4. Использование высоких технологий в газовой отрасли В XXI веке газовая отрасль начинает играть все более важную роль в мировой экономике в связи с сокращением запасов нефти. Учитывая ведущую роль отечественной газовой промышленности в мировом газовом хозяйстве, экономическое и технологическое состояния этой отрасли все в большей степени будут определять не только энергобезопасность, но и развитие экономики страны в целом. Интенсивное развитие газодобывающей промышленности требует повышения эффективности процессов добычи природного газа и конденсата, увеличения компонентоотдачи пластов, совершенствования систем разработки и эксплуатации месторождений природных газов. Научно-технологическая революция конца XX века в нефтегазовой промышленности сопровождалась развитием научных основ и технологий четырехмерной геологии, геофизики и гидродинамики, интенсивным использованием горизонтальных и направленных скважин различной «архитектуры», новейшими достижениями в технологиях разработки месторождений в акваториях морей и океанов и созданием высокоэффективных глубоководных платформ для их реализации, все более интенсивным внедрением физических методов и волновых (в частности, вибрационных и акустических) технологий воздействия на продуктивные нефтегазовые пласты. Результаты исследований последних лет направлены на развитие научных основ указанных и других новых технологий изучения месторождений природных газов и обеспечения их рациональной разработки. Особое внимание уделено направлениям, являющимся основой новых математических и технологических методов, обеспечивающих надежность прогнозируемых параметров в условиях отсутствия достаточной и качественной информации, а также технологиям 125 добычи газа в системе пласт — устье скважины, принципиально отличающимся от общепринятых технологий. Большое внимание уделяется расчету и прогнозированию извлекаемых запасов газа. Это определяющий параметр, от которого зависит достоверность прогнозируемых показателей, он является основным источником информации. Все большую роль в развитии газовой отрасли имеют технологии по сжижению газа. В XXI веке наряду с трубопроводной системой газоснабжения во многих странах все большую роль начинает играть сжиженный природный газ (СПГ). Такой способ использования газового топлива становится все более привлекательным и конкурирует с трубопроводной газоснабжающей системой. 4.5. Инновационные технологии в угольной промышленности Основу производственного потенциала российской угольной промышленности первого и второго десятилетий XXI века составят высокопроизводительные комплексно-механизированные угледобывающие предприятия. Существенно повысится качество угольной продукции. Полностью будут прекращены поставки потребителю необогащенных высокозольных углей. Из угля будут получать новые виды топлива: жидкие и газообразные углеводороды, водоугольные суспензии, бездымные брикеты и другие продукты переработки угля повышенного спроса. Будут созданы экологически чистые угольные технологии на всех стадиях производственного цикла «добыча ― переработка ― транспорт ― использование». В XXI веке до 80―85 % энергетических и значительная часть коксующихся углей будет добываться наиболее эффективным открытым способом с применением технологических схем и оборудования нового технического уровня. На шахтах существенно повысится концентрация горных работ. Широкое применение получат высокопроизводительные технологические схемы, такие как «лава―шахта» и «лава―пласт». Уже строятся шахты нового технического уровня с применением таких схем и новейших механизированных комплексов. 126 Широкое применение в XXI веке будут находить нетрадиционные экологически безопасные способы разработки угольных месторождений — скважинные и другие способы разработки без присутствия человека под землей. Скважинная технология будет достаточно эффективно применяться также при извлечении шахтного метана. Его ресурсы в угольных пластах сопоставимы с ресурсами природного газа. Приоритетным направлением угольной промышленности в XXI веке должно стать повышение качества и других потребительских свойств угольной продукции с помощью новых технологий обогащения угля и его глубокой переработки. Перспективны технологии комплексной переработки для получения бытовых термобрикетов из Канско-Ачинских бурых углей и каменноугольных шламов и отсевов. В промышленности будет реализовано и такое новое направление комплексного использования энергетического потенциала угля как энерготехнологические комплексы. Они будут производить не только электроэнергию, но и другую товарную продукцию: экологически чистое бытовое топливо (брикеты), моторные топлива, продукты органического синтеза и т.п. В более отдаленной перспективе получат развитие технологии производства искусственного жидкого топлива на основе гидрогенизации и мягкого пиролиза для получения жидких углеводородов и экологически чистого твердого топлива. Из угля будут получать и нетопливные продукты, в том числе адсорбенты различного назначения, удобрения, буровые реагенты. Значительные перспективы имеет использование водоугольной суспензии — нового вида органического топлива на основе угля. Опытно-промышленный комплекс Белово―Новосибирск протяженностью 264 км и производительностью 3 млн т/год на сухую массу уже практически реализован. XXI век ― время широкого развития трубопроводного транспорта водоугольного топлива. Представляется вполне вероятным сооружение нескольких таких трубопроводов из Кузнецкого и КанскоАчинского бассейнов, протяженностью более 1000 км каждый и производительностью до 20 млн т/год. Углеотходы будут сжигаться по технологии сжигания в циркулирующем кипящем слое на мини-ТЭЦ, расположенных непосредственно на площадках шахт, разрезов и обогатительных фабрик. Они позво- 127 лят снизить выбросы сернистого ангидрида, оксидов азота, ароматических углеводородов и бензапиренов. Совокупность принципиально новых решений по всему технологическому циклу «добыча―использование» угля позволит обеспечить высокую конкурентоспособность и экологическую безопасность российской угольной промышленности уже в ближайшем будущем. 4.6. Перспективы развития атомной энергетики XXI век — этап крупномасштабной атомной энергетики. Динамика развития и долевое участие каждой энергетической технологии в балансе мирового производства энергии определяются в основном ресурсами топлива и воздействием на окружающую среду. В конечном счете, это сводится к экономической приемлемости того или иного энергетического ресурса. Сравнение запасов энергоресурсов органического топлива с величиной потребляемой энергии в XXI веке не вызывает тревоги. Однако истощение запасов нефти и газа потребует заметного увеличения использования угля. Оценки запасов ядерного топлива в земной коре и в водах океанов даже при консервативных предположениях о возможном извлечении этих материалов показывают, что использование ядерной энергии в любых масштабах не встретит ресурсных ограничений на обозримый период времени. При производстве энергии в окружающую среду возвращаются отходы и низкопотенциальное тепло. В последние десятилетия активно изучается глобальное потепление климата. Это потепление связывается с парниковым эффектом, обусловленным выбросом газообразных продуктов сгорания, и является одним из принципиальных ограничений наращивания производства энергии за счет сжигания органического топлива. Для ядерных источников характерна компактная форма отходов и технически обоснованная возможность концентрации и локализации радиоактивных продуктов сгорания. Суммарная масса ядерных отходов в миллионы раз отличается от массы отходов при сжигании органического топлива. Потенциальная экологическая опасность использования ядерной энергии связана с образованием радиоактивности. Возникающая радиоактивность не превышает по количеству распадов активность исходных сгорающих элементов. Однако количество рас- 128 падов в единицу времени в облученном топливе превышает радиоактивность исходного ядерного сырья. Этим определяется проблема безопасности ядерной энергетики: образующаяся короткоживущая радиоактивность должна быть локализована в обозначенном временном интервале. Практически неограниченные ресурсы ядерного топлива, высокая энергоемкость, компактность отходов, экологическая совместимость, а также наличие апробированных технологий, доказанная экономическая конкурентоспособность и техническая безопасность делают ядерную энергию фаворитом в обеспечении значительной доли энергопроизводства в XXI веке, когда могут возникнуть проблемы с органическим топливом. Таким образом, XXI век — это век становления крупномасштабной ядерной энергетики. Доля атомной энергетики в производстве энергии в целом может составлять более 10 %, в том числе электрической энергии до нескольких десятков процентов. Потребуется осваивать и другие области применения атомной энергии, такие как бытовое и промышленное теплоснабжение, технологические процессы, транспорт. Внедрение ядерной энергии на транспорте будет осуществляться в виде ядерных энергетических установок для морских судов, плавучих станций, а также, возможно, в виде искусственного топлива, которое можно производить, используя ядерную энергию в технологических процессах. Ядерная энергия найдет применение в космосе для получения тяги и электричества. Неизбежно расширение перечня стран, использующих ядерную энергию. Внедрение ядерной энергии в странах и регионах, в которых отсутствуют мощные энергетические сети, потребует создания ядерных установок средней и малой мощности. Ключевой проблемой ядерной энергетики остается безопасность. Образующаяся при функционировании атомной энергетики радиоактивность должна быть надежно локализована в интервале времени, когда ее уровень превышает радиоактивность исходных сырьевых материалов. Крупномасштабная ядерная энергетика требует демонстрации нового, более высокого уровня безопасности, который должен быть воспринят обществом. Это требование равновелико относится ко всем элементам топливного цикла: атомной станции, реактору, отработанному ядерному топливу, его хранению, транспортировке, переработке, захоронению. 129 Современные атомные станции демонстрируют приемлемый уровень безопасности, опираясь на опыт эксплуатации и реализуя дополнительные мероприятия по повышению безопасности с учетом уроков имевших место аварий. Безопасность остальных элементов ядерного топливного цикла и, в первую очередь, производств по переработке отработанного ядерного топлива и обращению с радиоактивными отходами обоснована в меньшей степени, что вызывает нарекания общественности. Требуется приложить серьезные усилия как в области фундаментальных и прикладных исследований, так и в области разработок и технологической реализации, чтобы достичь в этих звеньях эквивалентного уровня безопасности. Для перспективной ядерной энергетики, учитывая ее предполагаемое широкое распространение в развивающихся странах, цель уменьшения исходной опасности атомного объекта (в первую очередь, ядерно-энергетической установки) становится центральной. Это достигается оптимальным выбором его конструкции, наличием необходимого комплекса свойств и характеристик. В системе средств и способов обеспечения безопасности на первый план будет выдвигаться максимальное использование и развитие свойств внутренней защищенности. Ныне действующие реакторы используют в лучшем случае около 1 % добываемого урана. В этих условиях имеющиеся экономически приемлемые запасы урана могут обеспечить топливом ядерную энергетику нынешнего масштаба, поэтому топливная база широкомасштабной ядерной энергетики должна быть основана на воспроизводстве и повторном использовании делящихся ядерных материалов — плутония и урана-233. Замкнутый топливный цикл является обязательным условием крупномасштабной ядерной энергетики XXI века. Решающую роль в выборе того или иного источника энергии в конкретной ситуации будут играть экономические показатели. Набор компонентов стоимости производства электричества должен включать не только стоимости непосредственной генерации электричества, но и стоимость компенсации воздействия на окружающую среду. При этом важно учитывать это воздействие на человека и окружающую среду при нормальных условиях работы и при возникновении аварийных ситуаций для всего топливного цикла. Экономическая конкурентоспособность ядерной энергии существенно повышается, если учитывать не только стоимость непосредственной генерации электричества, но и стоимость компенсации воз- 130 действия на окружающую среду при производстве энергии («внешняя цена» производства электроэнергии). Таким образом, ядерная энергетика помогает человечеству замедлить рост стоимости энергии при увеличении мирового энергопроизводства. В силу большой емкости капитальной составляющей и длительности окупаемости энергетическое производство относится к разряду естественных монополий, что затрудняет действие рыночных механизмов в этой сфере. Поэтому наряду с экономическими аргументами при выборе той или иной энергетической технологии необходима политическая воля правительств и позитивная позиция общества. 4.7. Экономические аспекты развития нетрадиционной энергетики К нетрадиционным возобновляемым источникам энергии относят энергию солнца, ветра, теплоизоляции, естественного движения водных потоков, а также энергию существующих в природе градиентов температур, энергию биомассы. Энергетический потенциал нетрадиционных возобновляемых источников энергии (НВИЭ) на планете чрезвычайно велик. Достаточно сказать, что тепло, получаемое землей от солнца за год, примерно в 20 000 раз превосходит современный годовой уровень потребления первичной энергии в мире. Весьма велик также энергетический потенциал ветра и биомассы. По данным Международного энергетического агентства (МЭА) в 2002 г. в мире было потреблено порядка 1400 млн т н.э. первичной энергии, произведенной на базе НВИЭ (включая большую гидроэнергетику), что составило около 14 % общемирового объема потребления первичных энергоресурсов (табл. 4.2.). При этом около 1100 млн т н.э. или около 80 % всей энергии, полученной от НВИЭ, приходилось на долю биомассы и твердых горючих отходов, причем львиная доля этого вида НВИЭ (около 85 %) была использована в развивающихся странах. Таблица 4. 2 Состояние и перспективы использования возобновляемых источников энергии1 в мире (источник МЭА) Вид НВИЭ Доля в общемировом потреблении первичной энергии 131 2002 г. млн т н.э. % 1119 14 Биомасса, всего В том числе традицион765 ная биомасса Гидроэнергия 224 Прочие НВИЭ 55 Всего 1398 1 — включая большую гидроэнергетику 2030 г. млн т н.э. % 1605 14 10 907 8 3 1 18 365 256 2226 3 2 19 МЭА прогнозирует незначительный рост удельного веса возобновляемых источников энергии (с учетом большой гидроэнергетики) в структуре мирового производства электроэнергии. По сравнению с 18 % в 2002 г. в 2030 г. он должен составить 19 %. В балансе потребления первичной энергии удельный вес возобновляемых источников энергии в ближайшие десятилетия сохранится на современном уровне (порядка 14 %). При этом, как следует из табл. 4.2, наибольший относительный прирост будет характерен именно для прочих НВИЭ. В целом же за счет возобновляемой энергетики в 2030 г. может быть замещено более 2,2 млрд т н.э. органического топлива, что на 60 % больше по сравнению с показателем 2002 г. В перспективе ближайших десятилетий крупнейшими потребителями энергии от НВИЭ будут оставаться развивающиеся страны. По данным МЭА общая установленная мощность электростанций на НВИЭ увеличится с 77 ГВт в 2002 г. до 539 ГВт в 2030 г., т.е. в 7 раз, а производство электроэнергии на НВИЭ в 2030 г. возрастет почти в 6 раз по сравнению с современным уровнем и достигнет 1877 ГВт·ч. Для сравнения: общая мощность атомных электростанций мира в 2030 г. оценивается «всего лишь» 376 ГВт, т.е. на 163 ГВт меньше. Очевидно, что реализация такого прогноза потребует значительного технологического прорыва в области возобновляемых источников. Учитывая тот факт, что доминировать в структуре генерирующих мощностей на НВИЭ в рассматриваемой перспективе будут ветроагрегаты (общая мощность которых к 2030 г. должна составлять 328 ГВт), и принимая во внимание низкий уровень средней плотности мощности воздушного потока, развертывание столь значительных мощностей при отсутствии коренного технологического перелома потребует поистине гигантских площадей. 132 Нельзя не отметить прогнозируемую тенденцию повышения величины удельной годовой выработки электроэнергии (в расчете на единицу мощности) по всем видам НВИЭ за рассматриваемый период (табл. 4.3). Таблица 4. 3 Годовая выработка электроэнергии на 1 кВт установленной мощности по видам НВИЭ (источник МЭА) Вид НВИЭ Биомасса и отходы Геотермальная Ветровая Солнечная Удельная годовая выработка электроэнергии на 1 кВт установленной мощности, кВт·ч 2002 г. 2030 г. 6088 6208 6333 6680 1625 2832 1000 1566 Из табл. 4.3 видно, что в 2002 г. удельная годовая выработка электроэнергии на электростанциях с использованием энергии биомассы (БиоЭС) и геотермальной энергии (ГеоЭС) превышала удельную годовую выработку электроэнергии на электростанциях с использованием энергии ветра (ВЭС) примерно в 4 раза и энергии солнца (СЭС) — более чем в 6 раз. При этом за период 2002―2030 гг. наибольшее приращение удельной годовой выработки электроэнергии будет получено именно на ВЭС. Это обстоятельство свидетельствует о том, что в перспективе до 2030 г. внедрение новых ВЭС и СЭС будет сопровождаться повышением их КПД и оптимизацией их месторасположения. В России на период до 2030 г. доля установленных мощностей на НВИЭ будет незначительна и составит всего 3 % общего уровня установленных мощностей (286 ГВт в 2030 г.). Говоря о прогнозах развития НВИЭ, нельзя обойти стороной вопрос о потенциале их использования. На рис. 4.3 отражен прогнозный уровень реализации потенциала НВИЭ в мире к 2030 г. и остающийся потенциал, пригодный для реализации по технологическим соображениям. Из рис. 4.3 видно, что лишь для гидроэнергии степень реализации имеющегося потенциала превысит к 2030 г. 50 % (что связано с ограниченным, несмотря на возобновляемость этого источника энергии, числом пригодных для строительства ГЭС створов рек). По остальным 133 НВИЭ и после 2030 г. потенциал развития будет оставаться весьма и весьма значительным. Международным энергетическим агентством уже на протяжении многих лет ведется работа по мониторингу текущих и прогнозированию будущих стоимостных характеристик нетрадиционной энергетики на краткосрочную и длительную перспективу. 14000 12000 10000 8000 6000 4000 2000 а сс ма о Би о др Ги р те Ве С е нц ол л Во ы ив ил р /п ны Г р те ео ка ми Потенциал, остающийся нереализованным к 2030 г. Потенциал, реализованный к 2030 г. Рис. 4.3. Использованный и остающийся нереализованным потенциалы развития НВИЭ в мире к 2030 г. (источник МЭА) Данные мониторинга свидетельствуют о том, что энергоустановки на базе НВИЭ по сравнению с энергоустановками на базе органического топлива на современном этапе и в перспективе остаются и останутся неконкурентоспособными. Иными словами, необходим технологический прорыв в деле снижения стоимости труда и материалов в сфере создания оборудования на НВИЭ и масштабная, всесторонняя поддержка его массированного 134 рыночного внедрения (имеется в виду, прежде всего, поддержка государства). Вопросы для повторения 1. Каковы перспективы развития отраслей ТЭК? 2. В чем заключаются основные тенденции развития отраслей ТЭК в XXI веке? 3. Энергосбережение. Каковы проблемы и перспективы его развития? 4. Водородная энергетика. Каковы ее современное положение и перспективы развития? 5. Каковы перспективы использования высоких технологий в XXI веке в газовой отрасли? 6. Какой будет атомная энергетика в XXI веке? 135 Библиографический список 1. Экономика предприятий энергетического комплекса: учебник для вузов / В.В. Самсонов, М.А. Вяткин. ― М.: Высш.шк., 2001. ― 416 с.: ил. 2. Экономика промышленности: учеб. пособие для вузов. В 3-х т. Т. 2. Экономика и управление энергообъектами. Кн.1. Общие вопросы экономики и управления / А.И. Барановский, Н.Н. Кожевников, Н.В. Пирадова и др.; под ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. ― М.: Издательство МЭИ, 1998. ― 296 с.: ил. 3. Экономика промышленности: учеб. пособие для вузов. В 3-х т. Т. 2. Экономика и управление энергообъектами. Кн.2. РАО «ЕЭС России». Электростанции. Электрические сети / Н.Н. Кожевников, Т.Ф. Басова, Н.С. Чинокаева и др.; под ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. ― М.: Издательство МЭИ, 1998. ― 368 с.: ил. 4. Экономика промышленности: учеб. пособие для вузов. В 3-х т. Т. 2. Экономика и управление энергообъектами. Кн.3. Промышленная энергетика. Реализация продукции / Н.Н. Кожевников, А.Н. Златопольский, И.С. Бохман и др.; под ред. А.И. Барановского, Н.Н. Кожевникова, Н.В. Пирадовой. ― М.: Издательство МЭИ, 1998. ― 264 с.: ил. 5. Энергетика в России и в мире: Проблемы и перспективы. М.: МЛИК «Наука / Интерпериодика», 2001. 136 с. 6. Экономика горной промышленности: учебник для вузов / Я.В. Моссаковский. ─ М.: Издательство Московского государственного горного университета, 2004. ─ 525 с.: ил. 7. Экономика энергетики: учеб. пособие для вузов / Н.Д. Рогалев, А.Г. Зубкова, И.В. Мастерова и др.; под ред. Н.Д. Рогалева. ─ 2-е изд., испр. и доп. ─ М.: Издательский дом МЭИ, 2008. ─ 300 с. 8. Тепловые электрические станции: учебник для вузов / В.Д. Буров и др. ─ М.: Издательство МЭИ, 2007. ─ 466 с., ил. 9. Тепловые и атомные электрические станции: учебник для вузов / Л.С. Стерман, В.М. Лавыгин, С.Г. Тишин. ─ 4-е изд., перераб. и доп. ─ М.: Издательский дом МЭИ, 2008. ─ 463 с., ил. 10. Термодинамические основы циклов теплоэнергетических установок: учеб. пособие для вузов. 2-е изд., стереот. / А.А. Александров. ─ М.: Издательство МЭИ, 2006. ─ 158 с. 136 11. Теория долгосрочного технико-экономического развития / С.Ю. Глазьев. ─ М.: ВлаДар, 1993. ─ 310 с. 12. Нефтегазовый комплекс мира / О.Б. Брагинский. ─ М.: Издво «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2006. ─ 640 с. 137 Приложения Приложение 1 1852 г. Вернер фон Сименс, основатель концерна Siemens, предпринимает ознакомительную поездку в Россию. Цель поездки — выяснение перспектив организации электротехнического дела в России. 1886 г. Высочайшим Указом императора Александра III утвержден устав «Акционерного общества электрического освещения 1886 года», российского отделения Siemens & Haske в Санкт-Петербурге. Первоочередными задачами общества стало плановое развитие электрических мощностей в России. Проведено первое заседание общества и принято принципиальное решение о строительстве электростанции в Москве. 1887 г. 31 июля правление «Акционерного общества электрического освещения 1886 г.» заключило первый контракт на освещение частного владения — «Пассажа Постникова» в Москве (ул. Тверская, д. 5). 1888 г. Учреждается контора московского отделения «Акционерного общества электрического освещения 1886 года». Первым заведующим административными делами назначается М. О. Альберт. В декабре начала работать крупнейшая электростанция постоянного тока в Москве «Георгиевская» мощностью 1,5 МВт, принадлежавшая «Акционерному обществу электрического освещения 1886 года». 1893 г. В Москве появляются первые электролинии. Протяженность кабельной сети постоянного тока (с напряжением 110 В) электростанции «Георгиевская» составила более 50 км. 1897 г. 28 ноября торжественно открывается новая московская городская электростанция переменного тока «Раушская» (ныне ГЭС-1) мощностью 3 МВт. В 1902 г. мощность станции достигла 6,5 МВт, а после установки новейших паровых турбогенераторов «Броун-БовериПарсос» в 1905 г. она повысилась до 10,5 МВт. 1907 г. 138 15 февраля открыта городская электростанция «Трамвайная» мощностью 6 МВт. На электростанции «Раушская» пущена мощнейшая в России паровая турбина в 2 МВт производства фирмы «Целли». 1910 г. Директор-распорядитель московского отделения «Акционерного общества электрического освещения 1886 года» Р.Э. Классон начинает реконструкцию московских электросетей. Под руководством заведующего кабельно-трансформаторным отделом Г.М. Кржижановского осуществляется раздел сетей на напряжение 6 кВ и 2,1 кВ. 1912 г. Электрические сети разделены на четыре района обслуживания. 1914 г. Введена в эксплуатацию первая в мире торфяная электростанция «Электропередача». Открылась перспектива электрификации всего Центральнопромышленного района России за счет нового поколения районных электростанций на местной топливной базе. Директор-распорядитель московского отделения «Акционерного общества электрического освещения 1886 года» Р.Э. Классон изобретает способ гидравлической добычи торфа. Этот способ сыграл решающую роль в осуществлении планов государственной электрификации Советской России. 12 апреля дала ток первая в мире районная электростанция, работающая на торфе, — «Электропередача» мощностью 10 МВт (ныне ГРЭС-3 им. Р. Э. Классона). На «Раушской» ЦЭС взамен старых установлены новые котлы и турбогенераторы общей мощностью 55 МВт. Другие станции достигли следующей мощности: «Трамвайная» — 23,1 МВт, «Электропередача» — 15 МВт. 1915 г. Создана первая в России энергосистема МГЭС-1 ― «Электропередача». В результате повысилась надежность электроснабжения потребителей. Впервые в России от электростанции «Электропередача» протянулась ЛЭП напряжением 70 кВ протяженностью 71 км (городская и районная электростанции заработали параллельно в одну сеть: зарождается региональная энергосистема). 1917 г. 2(15) декабря в составе Высшего совета народного хозяйства (ВСНХ) РСФСР создан Электроотдел для руководства энергетическим 139 хозяйством и электропромышленностью республики во главе с П. Г. Смидовичем. 3(16) декабря декретом Совета Народных Комиссаров (СНК) РСФСР энергохозяйство «Акционерного общества электрического освещения 1886 года» национализировано. 1918 г. 15 февраля постановлением ВСНХ национализировано хозяйство АО «Электропередача» и ЛЭП-70. Президиум ВСНХ принял решение об объединении на параллельную работу электростанций Москвы (учреждено Объединение государственных электростанций (ОГЭС) Московского района). 1920 г. Депутаты VIII Всероссийского съезда Советов утвердили Государственный план электрификации России ГОЭЛРО. План ГОЭЛРО — первый в мире план комплексного развития энергетики в масштабах государства. 20 марта сформирована комиссия ГОЭЛРО. 25 июля пущена «Временная Шатурка» мощностью 5 МВт. 22 декабря начато формирование Ногинских электросетей ОГЭС. 22 декабря открылся VIII Всероссийский съезд Советов, одобривший план ГОЭЛРО. 1921 г. 27 сентября созданы Восточные электросети ОГЭС. 17 декабря Главэлетро ВСНХ принял решение об организации диспетчерского управления ОГЭС Московского района. 1922 г. 5 января президиумом ВСНХ учреждается производственный трест МОГЭС (первый председатель правления ― К.П. Ловин). Впервые в стране введена ЛЭП-110 «Кашира — Москва» протяженностью 120 км (на деревянных опорах). 30 апреля введен в работу первый агрегат мощностью 6 МВт первой электростанции, построенной по плану ГОЭЛРО и работающей на подмосковном угле — Каширской ГРЭС. Созданы Южные электросети МОГЭС. Впервые в мире на «временной Шатурке» применен подогрев воздуха для предварительной подсушки топлива в шахтно-цепных топках Т.Ф. Макарьева, что привело к значительному росту эффективности использования торфа. 140 1925 г. На Каширской ГРЭС внедрена технология сжигания бурого угля в виде пыли. Благодаря этой схеме электростанция стала самой надежной и экономичной в СССР. 6 декабря введена в строй первая очередь Большой Шатуры, на которой заработали два агрегата мощностью по 16 МВт. 1926 г. В Московской энергосистеме организована первая в СССР диспетчерская служба ЦДПУ МОГЭС. Создание диспетчерской службы повысило надежность параллельной работы электростанций и обеспечило оперативное управление энергосистемой. 15 июля создано специализированное проектно-конструкторское предприятие (ныне СКТБ ВКТ). 1927 г. 19 декабря созданы Северные электросети МОГЭС. 22 декабря начато формирование института «Мосэнергопроект». Разработан проект теплофикации Москвы. 1928 г. 1 апреля созданы Подольские электросети МОГЭС. Проложен первый паропровод от экспериментальной ТЭЦ ВТИ (ныне ТЭЦ-9) к заводам «Динамо» и «Парострой». 1929 г. Введена в строй «Краснопресненская» ТЭЦ на отечественном оборудовании мощностью 8 МВт (позже ТЭЦ-7 «Трехгорка», ныне филиал ТЭЦ-12). В проектном отделе МОГЭС создано бюро теплофикации. Вокруг Москвы введено в эксплуатацию кольцо линий электропередачи напряжением 110 кВ. Московская энергосистема первая в мире использовала такую схему электроснабжения городов. 1930 г. Осуществлен пуск первой в СССР теплоэлектроцентрали высокого давления ТЭЦ-8. Оборудование было рассчитано на работу под давлением пара 6 МПа. 1 января созданы Коломенские, а 28 марта — Шатурские электросети МОГЭС. 30 октября включена в работу «Орехово-Зуевская» ТЭЦ-6. 1931 г. 28 января организовано предприятие «Теплосеть МОГЭС» (образован Центральный, ныне 1-й, район теплосетей). Проложена первая в 141 СССР промышленная теплофикационная магистраль МГЭС-1 — ВСНХ. Впервые в мире в качестве теплоносителя для горячего водоснабжения и отопления применена вода. 1932 г. 29 июля трест МОГЭС преобразован в РЭУ «Мосэнерго». Организованы экспериментальные мастерские и Центральная лаборатория Мосэнерго. 22 декабря созданы Октябрьские электросети «Мосэнерго». 1933 г. На ТЭЦ-9 пущен в эксплуатацию первый промышленный прямоточный «котел Рамзина», рассчитанный на работу со сверхвысокими параметрами пара 13―14 МПа. ТЭЦ-9 — первая в СССР электростанция с оборудованием, рассчитанным на работу под сверхвысоким давлением пара. 20 октября создано предприятие Энергосвязь «Мосэнерго». 1934 г. Введена крупнейшая в стране Сталиногорская ГРЭС, позже — Новомосковская ГРЭС. Организовано управление воздушными высоковольтными сетями (ВВС) «Мосэнерго». 1 октября создана Московская кабельная сеть. 1 ноября создан Опытный завод средств автоматизации приборов (ОЗАП) «Мосэнерго». 1935 г. Разработан генеральный план теплофикации Москвы. Теплофикация становится важнейшей составной частью Московской энергетической системы. 1936 г. Введена в действие ЛЭП-220 «Сталиногорск — Москва». 29 апреля заработала «Сталинская» ТЭЦ-11. 1937 г. Введена в строй ТЭЦ-ЗИЛ, работающая параллельно с энергосистемой. Вошли в строй первые в «Мосэнерго» гидроэлектростанции: Иваньковская и Сходненская. Максимум «Мосэнерго» достиг 1 млн кВт. 1939 г. Впервые в Сталиногорской ГРЭС введен отечественный турбогенератор на 100 МВт. Трудовые коллективы Каширской и Шатурской ГРЭС награждены орденами Ленина. 1940 г. 142 Принят в эксплуатацию первый гидрогенератор (55 МВт) на Угличской ГЭС. 1941 г. 14 июня вошли в строй первые агрегаты Фрунзенской (ТЭЦ-12) и Алексинской (ТЭЦ-15). 18 ноября включен первый гидрогенератор (55 МВт) на Рыбинской ГЭС. В восточные районы страны вывезено 46 паровых котлов, 18 турбогенераторов на суммарную мощность 726 тыс. кВт. Создается полукольцо (300 км) электрозаграждений высокого напряжения вокруг Москвы. 1942 г. Восстановлены на полную довоенную мощность Шатурская ГРЭС (180 МВт) и Каширская ГРЭС (186 МВт). Впервые в СССР введены в эксплуатацию две линии электропередачи напряжением 110 кВ. При строительстве ЛЭП были использованы маслонаполненные кабели низкого давления отечественного производства. Предприятия РЭУ «Мосэнерго» начали выпускать передвижные электростанции на железнодорожном ходу. Эти энергопоезда использовались для ускорения восстановления электростанций и предприятий. 1945 г. К Московской энергетической системе подключены Горьковская, Ивановская и Ярославская энергосистемы. Создана Объединенная энергосистема Центра (ОЭС Центра) с единым диспетчерским управлением. Положено начало созданию Единой энергетической системы страны. 1946 г. Впервые в энергосистеме применено сжигание природного газа на ГЭС-1, полученного по газопроводу из Саратова. 1 июня создано предприятие комплектации (ППТК) «Мосэнерго». Осуществлена связь «Мосэнерго» с Ивановской, Ярославской, Горьковской энергосистемами. 1948 г. 8 апреля построен центральный ремонтно-механический завод (ЦРМЗ) «Мосэнерго». 1950 г. 8 мая дала ток Ступинская ТЭЦ-17. 143 Введена в строй Щекинская ГРЭС. Осуществлен перевод теплосетей на расчетный график сетевой воды. 1952 г. Впервые в СССР в Москве начинается автоматизация распределительной сети напряжением 6—10 кВ по 2-лучевой схеме с устройствами автоматического включения резерва на каждой трансформаторной подстанции. Такая схема работы повысила надежность электроснабжения. Введен в действие новый ЦДП «Мосэнерго». 2 апреля заработала Калужская ТЭЦ-20. 1953 г. На Черепетской ГРЭС-19 заработал первый в Европе энергоблок (котел-турбина) мощностью 150 МВт на сверхвысоких параметрах пара 17 МПа и 550 °С. 14 декабря созданы Западные электросети «Мосэнерго». 1955 г. 26 апреля включена в работу Ленинградская ТЭЦ-16. 1956 г. Между Волжской ГЭС им. Ленина и РЭУ «Мосэнерго» введена первая в стране высоковольтная линия электропередачи напряжением 400 кВ. Вокруг Москвы замкнуто высоковольтное кольцо 220 кВ. 1957 г. 1 апреля создано автохозяйство «Мосэнерго». 1959 г. На ТЭЦ-12 РЭУ «Мосэнерго» пущен первый в СССР теплофикационный энергоблок мощностью 50 МВт с высокими параметрами пара 13 МПа, 565 °С. 1 апреля создан ремонтный завод (РЭТО) «Мосэнерго». * Начата эксплуатация высоковольтной линии электропередачи «Сталинград — Москва» напряжением 500 кВ. 1960 г. Впервые в СССР введен в эксплуатацию теплопровод диаметром 1000 мм. Увеличение диаметра трубопроводов позволило передавать тепло на большие расстояния и снизить себестоимость теплоэнергии. 28 декабря заработали первые агрегаты на ТЭЦ-22. 1962 г. На ТЭЦ-20 пущена теплофикационная турбина Т-100-130 Уральского турбинного завода мощностью 100 МВт. 144 29 октября объединенные системы Центра, Урала, Юга сформировали ЕЭС европейской части СССР. 1963 г. 22 октября введены первые агрегаты на ТЭЦ-21. 1964 г. 14 июля созданы Можайские электросети. 1 августа созданы Волоколамские, Дмитровские и Каширские электросети. 25 ноября открылся Московский центр подготовки кадров РЭУ «Мосэнерго». Это позволило осуществлять постоянную работу по повышению квалификации работников компании. 1966 г. 30 сентября Московская энергосистема награждена орденом Ленина. Указом Президиума Верховного Совета СССР установлено празднование Дня энергетика 22 декабря (день открытия VIII Всероссийского съезда Советов). 17 декабря введен первый агрегат на ТЭЦ-23. 1967 г. На Каширской ГРЭС-4 введен в работу опытный энергоблок мощностью 100 МВт на сверхкритические параметры пара на котле (31,5 МПа, 655 °С). 1968 г. Введены головные агрегаты производительностью по 209 МВт на ТЭЦ-22 и ТЭЦ-23. 1969 г. Создан первый среди энергетических компаний Информационновычислительный центр РЭУ «Мосэнерго». ИВЦ позволил оптимизировать работу Московской энергетической системы. 1971 г. Пущен первый блок мощностью 200 МВт на 3-й очереди Шатурской ГРЭС. Начата эксплуатация телемеханической системы контроля параметров сетевой воды от ТЭЦ в теплосетях. 1972 г. На ТЭЦ-22 введен головной теплофикационный блок на сверхкритические параметры пара на 24 МПа с турбиной Т-250-240. 1974 г. 145 На ТЭЦ-21 введен теплофикационный блок с турбиной Т-250-240 и головным однокорпусным котлом ТГМ-314 с циклонными горелками. 1975 г. 10 января введен первый котлоагрегат с турбиной ПТ-60-130 на ТЭЦ-25. 1977 г. Началось строительство первой в стране гидроаккумулирующей станции (Загорской ГАЭС) на реке Кунья в Московской области. Положено начало решению важнейшей проблемы энергетики: «сглаживания» дневных и ночных нагрузок. 1978 г. На подстанции «Елоховская» введено в эксплуатацию первое отечественное элегазовое оборудование РУ 110 кВ, разработанное Специальным конструкторско-технологическом бюро РЭУ «Мосэнерго». 1979 г. 30 марта пущена ТЭЦ-26 «Южная» — крупнейшая в СССР теплоэлектроцентраль. 15 октября созданы предприятия «Москабельэнергоремонт» и «Мостеплосетьэнергоремонт». Достигла проектной мощности ГТУ (307 МВт) на ГРЭС-3. 1983 г. На ТЭЦ-26 введен в работу теплофикационный блок с турбиной Т-250-240. 1987 г. На Загорской гидроаккумулирующей станции произведен пуск 1го и 2-го гидроагрегатов, что позволило оптимизировать работу Московской энергетической системы и энергосистемы всего Центрального региона России. 1989 г. Введена в работу элегазовая ПС «Владыкино» с серийными ячейками КРУЭ 220 кВ. 1990 г. 6 июля в состав «Мосэнерго» вошла Рязанская ГРЭС-24. 1992 г. К «Мосэнерго» присоединилось Московское государственное предприятие опытного производства МГДЭС У-25 системы РАН, ныне ― ТЭЦ-28. Включение электростанции в состав компании поз- 146 волило осуществлять научно-исследовательские работы для нужд последней. 1993 г. Государственное производственное объединение преобразовано в Акционерное общество энергетики и электрификации «Мосэнерго». 1994 г. 11 января открылся новый ЦДП «Мосэнерго». 25 апреля в число филиалов вошел АПК «Шатурский». 1995 г. Впервые в России в филиале АО «Мосэнерго» «Тепловые сети» внедрены теплопроводы новой конструкции с пенополиуретановой гидрозащитной оболочкой для бесканальной прокладки. 1996 г. Пущен в эксплуатацию энергоблок № 1 мощностью 80 МВт на ТЭЦ-27 АО «Мосэнерго». Северная ТЭЦ-27 — самая экологически чистая электростанция России. Принят в эксплуатацию программно-технический комплекс микропроцессорных средств управления типа «Квинт» для АСУ ТП (1-я очередь) ТЭЦ-27. На ГРЭС-3 12 декабря включен в сеть генератор ГТУ № 5 мощностью 150 МВт. 1997 г. Введены в эксплуатацию подстанции «Таганская» и «НовоЦентральная». 1998 г. Введен в эксплуатацию 2-й энергоблок на ТЭЦ-27 с турбиной ПТ80 и котлом ТКМЕ-464А. 1999 г. Осуществлены опытные пуски ГТУ-ТЭЦ в г. Электросталь, начата ее коммерческая эксплуатация. На ГРЭС-3 вышла на проектные показатели газовая турбина ГТЭ150 Ленинградского машиностроительного завода. Впервые в практике отечественного энергетического газотурбостроения была достигнута начальная температура газа 1100 °С, что значительно повысило эффективность использования топлива. 2000 г. В Московской кабельной сети внедрен самый современный из действующих в России диспетчерский пульт с диспетерским щитом проекционного типа, что позволило улучшить работу МКС. 147 Пуск ГТУ-ТЭЦ в г. Электростали. ТЭЦ-29 — первая малая газотурбинная электростанция в России, предназначенная для снабжения тепло- и электроэнергией небольших населенных пунктов. 7 сентября пущен 6-й гидроагрегат мощностью 200 МВт на Загорской ГАЭС, установленная мощность станции достигла проектной мощности — 1200 МВт. Сданы в эксплуатацию подстанции напряжением 110 кВ: НовоМазилово, Зубовская, Горенки. 2001 г. 27 августа введена в эксплуатацию подстанция «Битца» на 110 кВ, а 30 августа — подстанция «Куркино» на 220кВ. 2002 г. Введен в эксплуатацию новый энергоблок № 10 на ТЭЦ-11. 148 Приложение 2 Табл. П2.1 Этапы развития атомной энергетики России АЭС Обнинская Сибирская Белоярская Билибинская Балаковская Калининская Кольская Курская Ленинградская Нововоронежская Смоленская Номер блока Тип реактора Электрическая мощность, МВт 1 1 1 2 3 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 1 2 3 4 5 1 2 3 АМ-1 Эп-2 АМБ АМБ БН-600 ЭГП ЭГП ЭГП ЭГП ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-1000 ВВЭР-440 ВВЭР-440 ВВЭР-440 ВВЭР-440 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 В-1 В-3 ВВЭР-440 ВВЭР-440 ВВЭР-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 РБМК-1000 5 100 100 160 600 12 12 12 12 1000 1000 1000 1000 1000 1000 440 440 440 440 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 1000 210 365 440 440 1000 1000 1000 1000 Год ввода в эксплуатацию 1954 1958 1963 1967 1980 1974 1974 1975 1976 1985 1987 1988 1993 1984 1986 1973 1974 1981 1984 1976 1978 1983 1985 1973 1975 1979 1981 1964 1969 1971 1972 1980 1982 1985 1990 149 Электрическая мощность, МВт 7000 6440 6000 5040 5000 4368 4000 3000 2000 965 1000 5 100 310 Годы 1952-1957 1957-1962 1962-1967 1967-1972 1972-1977 1977-1982 1982-1987 6-я 7-я 8-я 9-я 10-я 11-я 12-я пятилетка пятилетка пятилетка пятилетка пятилетка пятилетка пятилетка Рис. П2.1. Этапы ввода электрической мощности АЭС 150 Табл. П2.2 Этапы развития гидроэнергетики России Электрическая мощность, МВт 800 Год ввода в эксплуатацию 1903 110 1940 Алапаевская 2 1945 Широковская 28 1948 Рыбинская 346 1950 7 1951 Камская 485 1954 Куйбышевская 2100 1955 Волжская им. Ленина 2300 1955 Нижегородская 520 1956 Жигулевская Волжская им. 22-го съезда КПСС Иркутская 2300 1957 2530 1958 6000 1958 Братская 4100 1961 Воткинская 1020 1966 Красноярская Саратовская 5000 308 340 1360 1967 1970 1976 1971 Усть-Илимская 4300 1974 Саяно-Шушенская Чебоксарская 6400 215 1075 1330 1370 1975 1975 1978 1980 1986 Мини-ГЭС Приморье 0,16 1994 Мини-ГЭС Анагвай 0,1 1995 ГЭС «Белый уголь» Угличская Верхотурская Вилюйская Зейская 151 я тк а пя ти ле тк а пя ти ле тк а пя ти ле 5405 -1 98 2 тк а пя ти ле 19 11 тк 82 -я а -1 пя 98 ти 7 ле 12 тк -я а пя ти ле тк а 10 -я 9- тк а пя ти ле 381 -1 97 7 я я тк а пя ти ле 2000 19 77 19 72 8- 7- тк а пя ти ле пя ти ле 16000 -1 97 2 -1 96 7 я я я я 6000 19 67 19 62 6- 5- 4- 3- 2 -1 96 2 -1 95 7 -1 95 2 -1 94 7 -1 94 2 110 19 57 19 52 19 47 19 42 19 37 Электрическая мощность,МВт 14930 14000 12000 10915 10000 8000 6668 4000 1020 1075 1370 Годы Рис. П2.2. Этапы ввода электрической мощности на ГЭС 152 Табл. П.2 .3 Этапы развития теплоэнергетики России Электростанция Электрическая мощность, МВт Год ввода в эксплуатацию ГРЭС Шатурская 1150 1933 Троицкая 2400 1960 Заинская 6000 1963 Новочеркасская 2112 1965 Назаровская 3100 1968 Конаковская 3600 1969 Костромская 3600 1970 Сургутская 3280 1972 Ставропольская 2400 1975 Псковская 2430 1979 Рефтинская 3800 1995 (реконструкция) ТЭЦ Каменская 34 1937 Каспийская 26 1936 Ростовская-2 160 1974 Волгодонская-2 420 1976 153 Электрическая мощность, МВт 12000 10300 10000 8112 8000 6100 6000 4000 2400 2000 1176 34 2430 Годы и а а а а а а а тк тк тк тк тк тк тк тк ле ле ле ле ле ле ле ле и и и и и и и и т т т т т т т т пя пя пя пя пя пя пя пя я я е -я -я -я -я -я ы 1 237 8 9 1 1 637 42 62 67 72 477 82 7 9 9 19 19 19 19 19 5 1 1 2732 37 57 62 67 19 797 97 19 19 19 19 19 4 1 1 19 Рис. П2.3. Этапы ввода электрической мощности на ГРЭС и ТЭС 154 СОДЕРЖАНИЕ Введение Глава 1. Роль топливно-энергетического комплекса в развитии национальной экономики 1.1. Основные характеристики энергетического хозяйства национальной экономики 1.2. Топливно-энергетические ресурсы. Количественная оценка запасов. Характеристика качества энергетических ресурсов мира 1.3. Перспективный спрос и эволюция рынков энергетических ресурсов. Современное состояние и прогнозы развития мирового энергетического хозяйства Вопросы для повторения Глава 2. Технологические основы производства и распределения топливно-энергетических ресурсов 2.1. Основные элементы энергосистемы. Классификация энергогенерирующих установок 2.2. Физические основы преобразования энергии 2.3. Принципиальные схемы работы электростанций различных типов 2.4. Технологическая цепочка нефтегазовой промышленности. Разведка нефтегазовых месторождений 2.5. Технологический цикл нефтяной отрасли 2.6. Технологическая цепочка угольной промышленности Вопросы для повторения Глава 3. История создания российских отраслей ТЭК 3.1. История электроэнергетической отрасли 3.2. Об истории российской нефти 3.3. История газовой отрасли 3.4. История угольной отрасли 3.5. Закономерности технологического развития Вопросы для повторения Глава 4. Энергетика XXI века 4.1. Системно-технологические основы энерге- 3 7 7 18 28 37 38 38 43 49 63 66 79 83 84 84 90 93 95 103 112 113 113 155 тики будущего 4.2. Проблемы и перспективы развития энергосбережения 4.3. Водородная энергетика. Современное положение и перспективы развития 4.4. Использование высоких технологий в газовой отрасли 4.5. Инновационные технологии в угольной промышленности 4.6. Перспективы развития атомной энергетики 4.7. Экономические аспекты развития нетрадиционной энергетики Вопросы для повторения Библиографический список Приложения Приложение 1 Приложение 2 117 121 125 126 128 131 135 136 137 137 148 156 Учебное издание Рогалев Николай Дмитриевич Зубкова Алиса Григорьевна Пейсахович Виталий Яковлевич Лыкова Ольга Александровна Шувалова Дарья Георгиевна ВВЕДЕНИЕ В СПЕЦИЛЬНОСТЬ. ОСНОВЫ ЭКОНОМИКИ ТОПЛИВНОЭНЕРГЕТИЧЕСКОГО КОМПЛЕКСА Часть I Учебное пособие по курсу «Введение в специальность» для студентов, обучающихся по направлению «Экономика» Редактор издательства Г.Ф. Раджабова Темплан издания МЭИ 2008, учебн. 157