Развитие электроэнергетики Республики Казахстан на перспективу до 2030 года

размер шрифта: Aa | Aa
12.03.2009 23:23
Георгий Акопьянц,президент АО КазНИПИИТЭС «Энергия»
Потребление электроэнергии в Республике Казахстан в 2006 году составило 71,77 млрд кВт•ч и увеличилось по сравнению с 2005 годом на 3,64 млрд кВт•ч, или на 5,3%. Анализ уровней электропотребления за ряд отчетных лет показывает, что максимальный уровень был достигнут в 1990 году – 104,7 млрд кВт•ч.
Далее, в связи с кризисными явлениями в экономике, произошло резкое, почти в 2 раза, падение электропотребления. Начиная с 2000 года, в связи со стабилизацией экономики, отмечается устойчивая тенденция его роста со среднегодовыми темпами 4,6% за период 2000-2005 годов. С динамичным развитием всех отраслей экономики, обусловленным реализацией прорывных проектов, ожидается устойчивая тенденция роста электропотребления республики с 71,8 млрд кВт•ч в 2006 году до 173 млрд кВт•ч к 2030 году, со среднегодовыми темпами роста за период 2005-2010 годов – 6,8%, 2010-2015 годов – 5,5%, 2015-2030 годов – 2,4%. В целом по ЕЭС Казахстана на основе анализа существующего состояния необходимо выделить следующие проблемы, требующие решения:
•   техперевооружение и модернизация оборудования действующих электростанций с целью продления паркового ресурса, снижения разрывов и ограничений мощности, увеличения выработки электроэнергии;
•   ввод мощностей на действующих и новых электростанциях для покрытия перспективной потребности в мощности и электроэнергии;
•   модернизация национальной электрической сети;
•   строительство новых линий электропередачи для объединения Западной, Актюбин-ской и Северной зон, усиления связи между Северной, Центральной и Южной зонами ЕЭС Казахстана;
•   создание оптового рынка пиковых и резервных мощностей для стабилизации частоты в нормальных и аварийных режимах;
•   внедрение АСКУЭ в распределительных сетях, на электрических станциях и у потребителей.
На рис. 2 показана отчетная на 1990 и 2005 годы и прогнозируемая структура электропотребления по отраслям экономики Республики Казахстан, в которой доля промышленности в 2005 году составила 52,2%. С предполагаемым вводом энергоемких потребителей (Казахстанский электролизный завод, алюминиевый завод корпорации СУАЛ, Варваринский, Шевченковский ГМК, объектов нефтегазовой отрасли и др.) доля эта может увеличиться, а затем стабилизироваться на уровне 58% в 2030 году в связи с ориентацией на снижение энергоемкости производимой продукции.
   
Доля коммунально-бытового потребления в целом по республике за счет роста качества жизни и благосостояния населения возрастет с 18,1% до 20,3% соответственно. Казахстан обладает значительными запасами топливно-энергетических ресурсов, пригодными для использования на электростанциях для выработки электрической и тепловой энергии. Доказанные запасы топливных ресурсов в условных единицах составляют около 42,7 млрд т у.т. , прогнозные запасы топливных ресурсов по Республике Казахстан составляют 240 млрд т у.т. Из общих доказанных запасов более 70% приходится на уголь и уран, на базе которых и предлагается развитие новых базовых электростанций в ЕЭС Казахстана. Учитывая, что нефть и газ являются ценным нефтехимическим сырьем и их стоимость зависит от международной конъюнктуры и значительно выше угля, их применение в качестве топлива для энергетики ограничено, а нефть вообще не используется как топливо. В перспективе применение природного и очищенного газа в энергетике Казахстана ограничивается регионами традиционного применения: на западе, в районах добычи и на юге Казахстана, где основной целью их применения является улучшение экологии в г. Алматы.
Из пригодных для сжигания на электростанциях рекомендуются экибастузский, шубар-кольский, каражиринский и тургайский угли. Оценочные балансы добычи и потребления угля, урана и газа в Казахстане на период до 2030 года позволяют сделать вывод о том, что предполагаемые уровни их добычи могут полностью обеспечить потребности респуб-
   
лики и имеется значительный экспортный потенциал.
В Казахстане имеются достаточно большие ресурсы возобновляемых и нетрадиционных энергоресурсов, однако их освоенность очень низкая, например, гидроресурсы, экономический потенциал которых составляет 30 млрд кВт•ч для ГЭС, освоены всего на 25%. В существующей структуре генерирующих мощностей суммарной установленной мощностью в 2006 году 18 773 МВт, основную часть составляют тепловые электростанции – 88%, ГЭС – 12%.
Развитие генерирующих мощностей в период до 2030 года намечается осуществить по следующим основным направлениям:
1. Техническое перевооружение и модернизация оборудования действующих электростанций.
2.  Ввод новых мощностей на действующих электростанциях.
3. Строительство новых электростанций.
4. Вовлечение в баланс нетрадиционных возобновляемых источников энергии. В настоящее время перед энергетикой Казахстана особенно остро стоит проблема старения основного и вспомогательного оборудования на электростанциях. В 2006 году в эксплуатации находилось более 20% генерирующего оборудования, достигшего паркового ресурса, срок службы которого продлен.
На уровне 2020 года общая установленная мощность этого оборудования возрастет до 56% и к 2030 году достигнет 78%, однако без выполнения Программы техперевооружения и модернизации может снизиться на 10 926 МВт, что сравнимо с цифрами ввода новых мощностей. Поэтому необходимо провести обследование технического состояния всех электростанций республики, разработать программу техперевооружения и модернизации электростанций на уровне МЭМР РК и требовать ее исполнения собственниками. Увеличение располагаемой мощности за счет техперевооружения, ликвидации разрывов и продления паркового ресурса на существующих электростанциях предусматривается в размере 3316 МВт. Объемы инвестиций в проведение мероприятий по техперевооружению оцениваются в размере 511 млрд тенге (без индексации).
Наиболее дефицитными являются Южная зона и Костанайская область Северной зоны. В Южной зоне отмечается устойчивый рост дефицитов мощности, который в 2030 году может составить 2900 МВт (с учетом техперевооружения электростанций, ввода новых мощностей, работы ЖГРЭС в 6-блочном режиме и получения мощности из Северной зоны), для его покрытия необходим ввод нового источника базовой мощности - Балхашской ТЭС. В результате проведенных технико-экономических расчетов обоснования площадки и типа станции для покрытия дефицита мощности Южной зоны можно сделать следующие выводы:
•   необходимая мощность электростанции - 3000 МВт;
•   рекомендуемое место размещения - Балхашская ТЭС на площадке Чиганак;
•   необходимо ввести 1-й модуль не позднее 2013 года.
Дефициты мощности Северной зоны с учетом передачи мощности в дефицитные районы Западного Казахстана и перетоков мощности в Россию составят 3795 МВт (с учетом вводов мощностей на ТЭЦ в размере 900 МВт и двух энергоблоков на Экибастузской ГРЭС-2 ст. № 3, 4 суммарной мощностью 1050 МВт). Таким образом, необходимая мощность новых базовых электростанций в Северной зоне составляет 4000 МВт.
Предлагается сооружение Тургайской ТЭС мощностью 2000 МВт в районе Тургайского буроугольного бассейна, что повысит надежность электроснабжения потребителей Кос-танайской области и Актюбинской зон ЕЭС Казахстана и позволит разгрузить межсистемные линии электропередачи 500 кВ от Экибас-туза в западном направлении. Тип станции должен быть определен при разработке ТЭО строительства или ТЭС на угле при условии принятия решения по освоению Тургайского буроугольного бассейна или АЭС. Для электроснабжения других потребителей Северной зоны предлагается строительство Экибастузской ГРЭС-3 мощностью 2000 МВт на своей площадке с вводом первого модуля до 2020 года.
Дефицит мощности Западной зоны на уровне 2030 года ожидается в размере 1050 МВт с учетом предполагаемых вводов мощностей на существующих и новых электростанциях. В основном это ГТЭС для электроснабжения объектов нефтегазовой отрасли, которые одновременно решают проблему утилизации попутного газа.
Для покрытия дефицитов этого региона необходимо сооружение базовой электростанции мощностью 900 МВт.
В результате технико-экономического сравнения вариантов типа базовой станции (атомной или газовой) рекомендовано строительство атомной станции на площадке вблизи существующей ТЭС-3 ТОО «МАЭК Казатомпром» с вводом первого энергоблока мощностью 300 МВт до 2015 года и выдачей мощности на напряжении 500 кВ. Балансы мощности и электроэнергии Западной зоны с учетом ввода Ак-тауской АЭС и получения 150 МВт мощности из Северной зоны ЕЭС Казахстана складываются бездефицитными. Балансы мощности Актюбинской, Восточной и Центральной зон ожидаются дефицитными в размере соответственно 515 МВт, 310 МВт и 350 МВт на уровне 2030 года и будут покрываться также за счет получения из Северной зоны.
С учетом разработанных мероприятий по развитию электростанций на весь рассматриваеый период до 2030 года балансы мощности ЕЭС Казахстана будут формироваться с избытками, которые будет передаваться в ЕЭС Российской Федерации, чем обеспечивается энергетическая независимость страны. Суммарный расчетный объем ввода мощностей на электростанциях ЕЭС Казахстана на период 2007-2030 годы с вводом новых базовых электростанций составит 17 680 МВт, необходимый объем инвестиций – 2822 млрд тенге. Развитие электрических сетей 220-500 кВ по зонам Республики Казахстан в период до 2030 года рассматривалось поэтапно:
•   на период до 2010 года с учетом перспективы 2015 года на основании выполненных схем развития РЭКов, городов, крупных промышленных потребителей, схем выдачи мощности станций;
•   на период с 2015 до 2030 года на основании выполненных исследований по развитию электрических сетей 220 кВ и выше по зонам с предварительной технико-экономической оценкой рассматриваемых вариантов.
На формирование схемы электрических сетей влияют:
•   географическое положение Казахстана;
•   обеспечение самобаланса по зонам и ЕЭС;
•   строительство базовых электростанций;
•   создание экспортного потенциала. В рамках ЕЭС Казахстана межрегиональные линии электропередачи предназначены:
•   обеспечивать покрытие дефицитов по областям и зонам;
•   позволять осуществлять экономически эффективный транспорт электроэнергии, а также маневрирование в экономически целесообразных пределах мощностями и энергоресурсами в масштабе ЕЭС Республики Казахстан и энергообъединений стран СНГ;
   
•   осуществлять передачу мощностей, обусловленных поясным сдвигом во времени и различиями суточных графиков нагрузки;
•   осуществлять передачу резервных мощностей, обусловленных ремонтами или аварийными условиями.
Схема электрической сети ЕЭС Казахстана должна обладать достаточной гибкостью, позволяющей осуществлять параллельный режим работы с энергосистемами соседних государств, а также обеспечить возможность поэтапного строительства и развития с учетом условий роста нагрузок и развития электростанций, а также изменение направлений пооков мощности.
В развитии основной электрической сети 220 кВ и выше ЕЭС Казахстана следует выделить следующие направления:
1.  Север – Юг – сооружение 2-й ВЛ 500 кВ Экибастуз – Агадырь – ЮКГРЭС, обеспечение надежной и устойчивой работы связей Центрального Казахстана с Южной зоной и энергосистемами ОЭС Центральной Азии.
2. Север – Запад – объединение западного региона (четыре области) с ЕЭС Казахстана.
3.  Восток – Север – усиление связей для обеспечения использования регулировочных возможностей иртышского каскада ГЭС (Бухтарминская, Усть-Каменогорская, Шульбинская ГЭС).
4. Восток – Север – Запад – сохранение транзитного потенциала электропередачи 500-1150 кВ Сибирь – Казахстан – Урал. Центральное географическое положение Республики Казахстан предрасполагает к использованию его территории для сооружения крупных транзитных магистралей. В настоящее время по территории РК проходят магистральные нефте- и газопроводы. Аналогично транзиту углеводородных ресурсов по территории Казахстана также рассматривается осуществление транзита электрической энергии между соседними государствами с использованием в качестве инфраструктуры сетей НЭС. Исторически сложилось, что основными направлениями передачи транзитных потоков в ЕЭС Казахстана были направления Сибирь – Казахстан – Урал и Центральная Азия – Казахстан – Россия. По первому из них передавались реверсивные потоки мощности между энергосистемами Сибири с преобладанием ГЭС в генерирующей структуре и Урала с преобладающей генерацией на ТЭС. По второму из направлений потоки мощности передаются от избыточной ОЭС Центральной Азии с большим гидроэнергетическим потенциалом в Россию.
Определены следующие основные направления по развитию электроэнергетики в период до 2030 года для обеспечения прогнозируемой собственной потребности в мощности, передачи мощности в Россию в согласованных объемах и создания экспортного потенциала:
1.  Выполнить техперевооружение оборудования электростанций в объеме 6770 МВт. Суммарный объем инвестиций на техперево-оружение – 511 млрд тенге.
2. Необходимый ввод мощностей на действующих и новых электростанциях оценивается в размере 17 680 МВт, том числе новых крупных источников базовой мощности:
•   Балхашская ТЭС – 3000 МВт с вводом 1-го модуля в 2012-2013 гг.;
•   Актауская АЭС – 900 МВт с вводом 1-го энергоблока к 2015 году;
•   Экибастузская ГРЭС-3 – 2000 МВт с вводом 1-го модуля к 2020 году;
•   Тургайская ТЭС с освоением Тургайского буроугольного бассейна – 2000 МВт (за 2020 годом).
Ускорить освоение гидроэнергетического потенциала с вводом в действие ГЭС суммарной мощностью 1447 МВт и ресурсов нетрадиционных возобновляемых источников энергии (СЭС, ВЭС) во исполнение решений Киотского протокола.
3. Ввод электросетевых объектов в период до 2030 года предусмотреть в следующем объеме:
•   ВЛ 500 кВ – 7313 км, ПС 500 кВ – 10 354 МВА;
•   ВЛ 220 кВ – 11 079 км, ПС 220 кВ – 10 357 МВА (с учетом транзитных ВЛ 220 кВ для электрификации ж/д, без учета вводов по схемам внешнего электроснабжения крупных промышленных объектов).
В целом объем необходимых инвестиций в развитие электроэнергетики на период 2007-2030 годы составит 5505 млрд тенге, в том числе на электрические станции – 3342 млрд тенге, в том числе на ввод новых мощностей на электростанциях оценивается в размере 2 822,1 млрд тенге; на сооружение электрических сетей 220-500 кВ – 2 163,1 млрд тенге, включая НЭС в размере 767 млрд тенге, по сетям РЭК – 1 396,3 млрд тенге.