|
Хабаровская ПГУ-ТЭЦ электрической мощностью 400–500 МВт
и тепловой 300–330 Гкал/ч обеспечит отпуск электрической энергии
2,7–3,7 млрд кВт
ч и тепловой энергии 1,3–1,4 млн Гкал в год.
ЛЭП ± 500 кВ обеспечит условия для бесперебойных поставок в
провинцию Хэйлудцзян до 4,5 млрд кВт
ч электроэнергии в год. Общая
протяженность линии составит около 150 км (включая специальный пе-
реход через р. Амур протяженностью 1,5 км).
Этап 2. Увеличение экспорта электроэнергии в Китай до
18 млрд кВт·ч в год за счёт ввода в эксплуатацию новых угольных элек-
тростанций в Амурской обл. и Хабаровском крае.
Пылеугольные электростанции будут построены вблизи Ерко-
вецкого (Амурская область) и Ургальского (Хабаровский край) уголь-
ных месторождений. Суммарная установленная мощность объектов –
более 3 ГВт, выработка электроэнергии – 18 млрд кВт
ч в год. На вто-
ром этапе также предусматривается строительство двух ЛЭП постоян-
ного и переменного тока общей протяженностью 860 км и преобразова-
тельной подстанции.
В настоящее время специалистами ОАО «ВЭК» завершено проек-
тирование объектов генерации и сетевого хозяйства, предусмотренных
вторым этапом проекта, согласованы площадки для строительства ТЭС,
ведутся переговоры о привлечении финансовых ресурсов.
Этап 3. Увеличение объема поставок до 38 млрд кВт·ч в год за
счёт ввода дополнительных генерирующих мощностей.
419
Будут построены новые пылеугольные электростанции общей ус-
тановленной мощностью порядка 6 ГВт на базе Харанорского, Татау-
ровского и Олонь-Шибирского угольных месторождений. Кроме того,
на территории России и Китая планируется построить ЛЭП постоянного
и переменного тока суммарной протяженностью более 2000 км.
На сегодняшний день сформирована концепция третьего этапа
проекта, ведется подготовка к выполнению проектных работ.
Этот проект специалистами и общественностью России воспри-
нимается неоднозначно. С одной стороны, его реализация приведет к
увеличению загрузки генерирующих мощностей ОЭС Востока, что по-
зволит снизить тарифы для потребителей. Строительство новых высо-
коэффективных объектов генерации и сетевых мощностей будет спо-
собствовать развитию энергетической инфраструктуры на Дальнем
Востоке. Будут созданы новые рабочие места в различных отраслях
промышленности, обеспечен рост налоговых поступлений в бюджеты
территорий.
С другой стороны, реализация проекта может породить ряд про-
блем технико-экономического и социально-политического характера:
1.
Китай нельзя рассматривать как надежного долгосрочного покупа-
теля электроэнергии, т. к. за последние 20 лет он в 5 раз увеличил
свои мощности по производству электрической энергии и продол-
жает интенсивно развивать собственную электроэнергетику.
2.
Из-за роста энергопотребления в Сибири может образоваться де-
фицит мощностей.
3.
Дешевая электроэнергия Сибири – основа конкурентоспособности
для целого ряда бурно развивающихся энергоемких отраслей рос-
сийской промышленности: цветной металлургии, нефтехимии, ле-
сопереработки и лесохимии и т. д., и она нужна самой России.
4.
Экспорт российской энергии в Китай создает основу для развития
в этой стране новых энергетических производственных мощно-
стей, которые будут выступать прямыми конкурентами сибирским
производителям.
5.
На третьем этапе проекта необходимо будет преодолеть большие
технологические трудности:
большие, до 10–15 %, потери энергии при транспортировке
по линии протяженностью более 2000 км;
большая дороговизна линии из-за необходимости строить ин-
верторные подстанции (для передачи должен использоваться
постоянный ток), компенсаторные установки и т. д., что по-
требует 2–3 млрд долл.
420
Ждут российской электроэнергии и потребители в Северной и
Южной Корее. Так, министерство энергетики и угольной промышлен-
ности КНДР обратилось с просьбой о поставках до 500 МВт электриче-
ской мощности в район северокорейского порта Чхонджин в 150 км от
российско-корейской границы на юге Приморского края. Завершение
строительства ЛЭП-500 до Владивостока, пуск Бурейской ГЭС на пол-
ную мощность делают реальным проект строительства первой межгосу-
дарственной высоковольтной ЛЭП на Корейском полуострове.
Судьба этих проектов будет зависеть от соотношения темпов вво-
да новых генерирующих мощностей и роста потребностей в электро-
энергии на внутреннем рынке России, от экспертных заключений эколо-
гов.
До начала 90-х гг. наша страна была активным и успешным уча-
стником мирового рынка энерготехнологий и услуг. Способствовали
этому благоприятная политическая конъюнктура (наличие Варшавского
договора, двух- и многосторонних связей с развивающимися странами
практически на всех континентах), большие мощности и высокое каче-
ство продукции предприятий энергомашиностроительного и электро-
технического комплексов. Разрушительные последствия политического
и экономического кризиса 90-х гг. в полной мере проявились и в этих
отраслях. За эти годы доля российской продукции машиностроения,
включая энергетическое, на мировом рынке снизилась до 2 %, и сейчас
рынок энергомашиностроительной продукции находится в основном в
руках четырёх фирм: Siemens, Alstom, General Electric, Mitsubishi Heavy
Industry.
Сейчас Россия вынуждена сама покупать значительную часть
энергетического оборудования за рубежом, что сопряжено с большими
издержками. Например, опыт «ИнтерРАО» показал, что стоимость сер-
висного обслуживания турбин фирмой-поставщиком вдвое превышает
стоимость самой турбины. Только в последние годы ситуация стала
улучшаться, рис. 15.8.
Для восстановления былого статуса необходимо наращивать объ-
ёмы и качество нашей продукции. Как следует из данных табл. 15.6, по-
ка российское энергетическое оборудование заметно уступает по своим
параметрам лучшим мировым образцам.
Значительную часть турбинного оборудования Россия производит
в кооперации с ведущими зарубежными фирмами (например, ГТУ – со-
вместно с Siemens).
Как показано в предыдущем параграфе, в лучшем положении
оказалась атомная энергетика.
421
Рис. 15.8. Объём рынка продукции машиностроения, включая
энергетическое, в 2004, 2007 и 2012 гг., соответственно
Таблица 15.6
Российская продукция энергетического машиностроения
в сравнении с зарубежной
Технология
Российские производители
Зарубежные производители
Парогазовый
цикл
Мощность газовой турбины –
110 МВт,
КПД станции – до 52 %
Мощность газовой турбины –
340 МВт,
КПД станции – 60 %
Угольные паро-
силовые блоки
Мощность блока –
до 1200 МВт,
КПД – до 39 %
Мощность блока –
до 1000 МВт,
КПД – до 47 %
Гидротурбины
Мощность – до 700 МВт,
напор – до 700 м
Мощность – до 1000 МВт,
напор – до 700 м
Do'stlaringiz bilan baham: |
