Введение. Цели и задачи курсовой работы.

Курсовое проектирование имеет целью закрепить и систематизировать знания учащихся в самостоятельной работе и научиться практически применять полученные знания при решении вопросов производственно-технического характера.

Энергетика России на современном этапе и Государственная энергетическая политика.

Электроэнергетика является базовой отраслью экономики, полностью обеспечивающей электроэнергией как внутренние потребности народного хозяйства и населения, так и экспорт в страны СНГ и дальнее зарубежье, а также 45% суммарной потребности промышленности и населения в тепловой энергии.

Производственный потенциал электроэнергетики России в настоящее время (на 1999 г.) составляют электростанции общей мощностью свыше 214 млн. кВт и линии электропередач всех всех классов напряжения общей протяженностью 2,5 млн. км., в том числе 150 тыс. км сети напряжением от 220 до 1150 кВ. Более 90 % этого потенциала сосредоточено в Единой энергетической системе (ЕЭС) России, которая охватывает всю обжитую территорию страны.

Организационная структура управления электроэнергетикой представляет собой холдинговую компанию, включающую в себя РАО «ЕЭС России» и 72 региональные энергоснабжающие компании (АО-энерго), а также Федеральный оптовый рынок (ФОРЭМ), предназначенный для межрегиональной торговли электроэнергией.

В 1999 году электростанциями России произведено 847 млрд. кВт/ч электроэнергии и 660 млн. Гкал тепла, что составляет соответственно 78 и 66 % от уровня 1990 года.

При благоприятных условиях развития экономики страны производство электроэнергии должно возрасти к 2000 году в 1,16 – 1,34 раза и к 2020 году – 1,4 – 1,8 раза. Докризисный уровень производства электроэнергии при благоприятных условиях будет превышен к 2010 году. При этом структура производства электроэнергии будет изменяться незначительно.

Для надежного обеспечения необходимых объемов производства электроэнергии уже с 2002 – 2003 гг. требуется начать увеличение суммарно установленной мощности электростанций России. В зависимости от прогнозируемого уровня электропотребления она должна возрасти по сравнению с уровнем 2000 года на 2-11 % к 2010 году и на 18-52% к 2020 году. При этом структура генерирующих мощностей останется достаточно устойчивой; доля мощности нетопливных электростанций (ГЭС и АЭС) не должна опускаться ниже существующего уровня (31%).

Структура ввода генерирующих мощностей находится в сильной зависимости от режима использования разных типов электростанций и условий формирования перспективного энергобаланса страны. Являясь главным полем конкуренции всех видов энергоресурсов, электроэнергетика формирует ядро энергетических рынков России. Поэтому соотношение между различными типами электростанций – АЭС, ГЭС и ТЭС, а внутри них – между ТЭЦ и КЭС на разных видах топлива, формируется исходя из прогноза ценовых ситуаций на энергетических рынках основных регионов страны.

Особенности территориально-энергетических ресурсов будут определять вводы мощности нетопливных станций (ГЭС и АЭС) в европейских и восточных районах страны. Используемые в базисном режиме, новые атомные электростанции будут сооружаться в европейских районах и частично – на Дальнем Востоке. Гидроэнергетика будет развиваться в основном в Сибири и на Дальнем Востоке, обеспечивая практически базисный режим работы тепловым электростанциям этих районов. В европейских же районах продолжится сооружение некрупных типовых ГЭС, преимущественно в районах Северного Кавказа.

По ГЭС в период до 2010 года предусматривается начало ввода мощностей строящихся электростанций, крупнейшими из которых являются Богучанская ГЭС в Сибири, Бурейская и Усть-Среднеканская ГЭС на Дальнем Востоке, Ирганайская ГЭС на Северном Кавказе. После 2010 года предусматривается продолжение экономически оправданного гидроэнергетического строительства с вводом мощности ГЭС по 2-3 млн. кВт в пятилетку. В соответствии с этим в период 2011-2020 гг. должно быть закончено сооружение Богучанской ГЭС, Нижне-Бурейской и Тилюйской ГЭС на Дальнем Востоке, Зарамагской, Зеленчугских, Черекских ГЭС на Северном Кавказе. При этом наиболее важной для гидростроительства задачей является удешевление и сокращение сроков сооружения ГЭС.

Основная часть вводов генерирующих мощностей должна обеспечиваться тепловыми электростанциями (ТЭС) при радикальном изменении структуры топливопотребления в сторону увеличения (прирост к 2020 г. до 97%) доли расхода угля.

Благодаря развитию АЭС докризисный уровень топливопотребления ТЭС в европейских районах не будет достигнут до 2020 года ни при одном варианте. Это же относится и к объему потребления газа на ТЭС европейских районов. В то же время в период до 2020 года потребуется сильное увеличение расхода угля на КЭС, что приведет к необходимости кратного увеличения объемов транспорта угля из восточных районов.

Необходимость радикального изменения условий топливообеспечения тепловых электростанций в европейских районах страны и ужесточение экологических требований обуславливают существенные изменения структуры мощности ТЭС по типам электростанций и видам используемого топлива в этих районах. И если в ближайшие годы (по крайней мере, до 2005 года) возможно лишь продление паркового ресурса электростанций за счет замены базовых узлов паровых турбин, то в последующие годы основным направлением должно стать техническое перевооружение и реконструкция существующих, а также сооружение новых тепловых электростанций. Ежегодный объем технического перевооружения ТЭС должен составлять 4-6 млн. кВт.

Развитие мощностей на существующих и вновь вводимых электростанциях должно осуществляться за счет использования новых технологий. Для электростанций, работающих на газе, такими технологиями являются: бинарный парогазовый цикл, газотурбинные надстройки паросиловых блоков и мелкие газотурбинные теплофикационные установки; на электростанциях, работающих на твердом топливе – экологически чистые технологии его сжигания в паротурбинном цикле, а позже – в парогазовых установках с газификацией угля. Переход от паротурбинных к парогазовым ТЭС на газе, а позднее и на угле обеспечит постепенное повышение КПД установок до 54 и даже 58%, что позволит существенно снизить прирост потребности ТЭС в топливе.

При сохранении в течение предусматриваемого периода практически неизменной доли ТЭЦ и КЭС в суммарной электрической мощности ТЭС необходимо обеспечить резкое увеличение мощности парогазовых и газотурбинных ТЭЦ и сокращение мощности паротурбинных ТЭЦ на газе и угле. Доля мощности парогазового оборудования на конденсационных электростанциях возрастет существенно меньше, чем на ТЭЦ, ограничиваясь лишь частичной заменой оборудования существующих газомазутных КЭС. Одновременно до 1,5 раз должна быть увеличена доля КЭС на угле, примерно соответствующая удвоению их мощности к концу рассматриваемого периода. В соответствии с предусмотренным изменением структуры мощностей ТЭС европейских районов вводы мощности ТЭЦ в период до 2015 года заметно превысят вводы мощности КЭС.

Во вводах мощности ТЭЦ в этот период особую, все более растущую роль будут играть мелкие ТЭЦ на газе, ориентированные на использование парогазовых и газотурбинных установок и связанные с обслуживанием тепловых нагрузок малой концентрации. В процессе их развития все более будет увеличиваться доля независимых производителей электроэнергии (и тепла), что является одним из важных условий успешного развития конкуренции.

При реализации подобной структурной перестройки газ как экологически чистый вид топлива может сохраняться лишь на ТЭЦ крупных городов, но постепенно он должен вытесняться с промышленных ТЭЦ на твердое топливо. Вместе с тем, по возможности более интенсивно газ должен вытесняться с крупных КЭС, которые постепенно должны переводиться на переменный режим использования. Базисное же производство электроэнергии в европейских районах должно быть переориентировано на использование угля и ядерной энергии.

Установку новых мощностей ТЭЦ, в первую очередь, целесообразно осуществлять на прежних площадках, что позволит использовать их инженерные, транспортные сети и другую инфраструктуру, снизит потребность в инвестициях и сократит сроки сооружения. Из-за объективной необходимости постепенной переориентации базисных конденсационных электростанций европейской части на использование угля потребуется заблаговременная подготовка площадка для размещения угольных КЭС с установкой на них новых экологически чистых угольных энергоблоков.

Для развития электроэнергетики важнейшее значение имеет обеспечение устойчивой и надежной параллельной работы всех энергообъединений в составе ЕЭС России. Сохранение интеграции региональных электроэнергетических систем России позволит снизить суммарную потребность в генерирующей мощности и сэкономить капитальные затраты; обеспечит эффективное использование топливно-энергетических ресурсов разных регионов страны с учетом экологических требований; обеспечит эффективное и надежное функционирование ФОРЭМ.

Для развития Единой энергосистемы России необходимо создание сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи напряжением 500 и 1150 кВ, проходящих по территории России. Роль этих связей особенно велика в условиях необходимости переориентации европейских районов на использование угля, позволяя заметно сократить завоз восточных углей для ТЭС; усиление межсистемного транзита 500 кВ между ОЭС Средней Волги – ОЭС Центра – ОЭС Северного Кавказа, позволяющего повысить надежность электроснабжения региона Северного Кавказа; развитие электрической связи 500 кВ между ОЭС Сибири и ОЭС Востока, позволяющей обеспечить параллельную работу всех энергообъединений страны и гарантировать надежность энергоснабжения дефицитных районов Дальнего Востока.

Решение этих первоочередных задач позволит значительно повысить пропускную способность связей между энергосбережениями России.

Развитие электрических сетей в предстоящие 20 лет будет связано не только с усилением межсистемных связей ЕЭС России, но и с обеспечением надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей. Оно потребует значительного объема реконструкции и технического перевооружения сетевых объектов, а также нового сетевого строительства.

Суммарный ввод электрических связей напряжением 330 кВ и выше в период до 2020 года составит порядка 29-35 тыс. км. При этом сеть 750 кВ будет развиваться в Европейской части ЕЭС России как для усиления связей между ОЭС Северо-запада и Центра, так и повышения надежности выдачи мощности АЭС в этой зоне. Сети 500 кВ будут использованы как для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России и развития межсистемных связей между большинством ОЭС России, так и для усиления основных системообразующих связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Поволжья, Урала, Сибири. Сети 330 кВ также продолжают выполнение системообразующих функций в ряде энергосистем Европейской части России. Наряду с развитием ЕЭС России на обжитой территории страны потребуется решение сложной технико-экологической задачи формирования и объединения энергосистем и энергоузлов в малообжитых, удаленных от основных энергетических центров районов Восточной Сибири и Дальнего Востока.

Переход к конкурентному рынку потребует изменения организационной структуры электроэнергетики. Реформирование будет вестись поэтапно и с обязательным сохранением целостности и эффективности ЕЭС страны, т. е. общей системы, оперативно-диспетчерского управления, ответственности за надежность электроснабжения и удовлетворение текущего и будущего платежеспособного спроса, единой нормативно-методической базы, унификации информационно-алгоритмического обеспечения и т. п.

В результате первого этапа реформирования предусматриваются следующие изменения организационной структуры РАО «ЕЭС России»:

структурно обособляются подразделения, оказывающие услуги по передаче электроэнергии на трех иерархических уровнях: высоковольтные системообразующие электрические сети, районные и локальные сетевые компании;

из числа тепловых электростанций (в том числе эффективных станций АО-энерго) создаются жизнеспособные энергогенерирующие компании, конкурирующие между собой на оптовом рынке;

производится внутренняя реструктуризация региональных энергоснабжающих организаций (АО-энерго) с разделением по сферам деятельности и освобождением от непрофильного или невыгодного бизнеса;

организационно оформляются остальные сферы деятельности РАО «ЕЭС России» - сбыт, энергообслуживание, научно-проектная и инвестиционная деятельность, управление собственностью и т. п.

Последующее развитие хозяйственных отношений в энергетике пойдет по пути совершенствования организационных форм, правил и способов обеспечения добросовестной конкуренции в интересах сдерживания роста цен электроэнергии и тепла для потребителей, который будет обусловлен неизбежным повышением цен топлива и необходимостью финансирования больших капиталовложений, требуемых для развития энергетики.