Гольм / СПб 5 курс / 5 курс СПб / ГАЙСАРОВА 0610.1 5 КУРС / Таблица основных характеристик(экономические,экологические)

Таблица основных характеристик.

1)Экономические

-удельное капиталовложение $ на кватт ГЭС-2000, ТЭС(уголь)-600, АЭС -1250

-себестоимость производства электроэнергии цент/кваттч ГЭС-1,1 ТЭС 2,9 АЭС 3,4

-перевозка топлива вагонов в год на 1000МВт ГЭС(нет) ТЭС400000 АЭС 5

2)

-отчуждение земельных угодий квм/кватт ГЭС100 ТЭС 16 АЭС 8

-отходы топлива тонн в год/1000Мвт ГЭС(нет) ТЭС (0.5-1млн) АЭС 3,5

-кислотные дожди ГЭС - нет ТЭС -есть АЭС -нет

-выбросы ртути ГЭС -нет ТЭС -есть АЭС -нет

-выбросы СО2 кг/кваттч ГЭС нет ТЭС- 1,13 АЭ С-нет

-выбросы радиоактивных веществ в атмосферу ГЭС -нет, ТЭС 50-100 АЭС 1

-парниковый эффект ГЭС -нет ТЭС -очень высокий АЭС -нет

Решение:

Экономические	удельное капиталовложение $ на кватт ГЭС-2000, ТЭС(уголь)-600, АЭС -1250
	себестоимость производства электроэнергии цент/кваттч ГЭС-1,1 ТЭС 2,9 АЭС 3,4
	перевозка топлива вагонов в год на 1000МВт ГЭС(нет) ТЭС400000 АЭС 5
Экологические	отчуждение земельных угодий квм/кватт ГЭС100 ТЭС 16 АЭС 8
	отходы топлива тонн в год/1000Мвт ГЭС(нет) ТЭС (0.5-1млн) АЭС 3,5
	кислотные дожди ГЭС - нет ТЭС -есть АЭС -нет
	выбросы ртути ГЭС -нет ТЭС -есть АЭС -нет
	выбросы СО2 кг/кваттч ГЭС нет ТЭС- 1,13 АЭ С-нет
	выбросы радиоактивных веществ в атмосферу ГЭС -нет, ТЭС 50-100 АЭС 1
	парниковый эффект ГЭС -нет ТЭС -очень высокий АЭС -нет

Одной из главных проблем развития ТЭК является то, что основные запасы энергетических ресурсов страны (85%) находятся в восточной части страны — за Уралом, а основные районы потребления энергии — в западной (тут потребляется 75% энергии). Для решения проблемы нехватки энергетических ресурсов в западной части страны в 80-е годы планировалось развитие атомной энергетики и ускоренная добыча топлива на востоке с передачей его на запад. Реализация этой программы замедлилась после аварии в Чернобыле и в связи с трудностями, возникшими с добычей нефти и газа в Сибири.

Предприятия по добыче топлива, электростанции оказывают большое воздействие на природу, поэтому при их строительстве требуется тщательная экспертиза проектов, а выбор места для них должен учитывать требования охраны окружающей среды.

Электроэнергетика является отраслью, от которой в значительной мере зависит развитие всех остальных отраслей хозяйства, производство электроэнергии — важнейший показатель, по которому судят об уровне развития страны.

Размещение электростанций зависит от типа станции, на него влияют в первую очередь ресурсный фактор (в зависимости от используемого источника энергии) и потребительский.

В России около 75% энергии производится на тепловых электростанциях. ТЭС строят в районах добычи топлива или в районах потребления энергии. ГЭС выгодно строить на полноводных горных реках. Поэтому наиболее крупные ГЭС построены на сибирских реках. Енисее, Ангаре. Но также построены каскады ГЭС и на равнинных реках: Волге, Каме.

АЭС построены в районах, где потребляется много энергии, а других энергоресурсов не хватает (в западной части страны).

Станции разных типов объединены в Единую энергетическую систему, позволяющую рационально использовать их мощности, снабжать всех потребителей.

Все основные типы электростанций оказывают значительное негативное воздействие на природу. ТЭС загрязняют воздух, шлаки станций, работающих на угле, занимают огромные территории.

Водохранилища равнинных ГЭС заливают плодородные пойменные земли, приводят к заболачиванию земель. Небезопасными оказались и АЭС. Будущее за использованием нетрадиционных источников энергии — энергии ветра, приливов, Солнца и внутренней энергии Земли. Однако сейчас действует всего две приливные станции (на Кольском полуострове и на Охотском море) и одна геотермальная (на Камчатке).

Основополагающей задачей энергетики России является полное, экономичное, качественное и надёжное обеспечение энергоснабжения населения и развивающейся экономики на фоне увеличения энергопотребления, удорожания топлива и наличия ограничений по инвестициям и выбросам CO2. Критерием оптимальности организации энергоснабжения с точки зрения государственных интересов является минимизация затрат энергоресурсов на выработку и доставку необходимой энергии. Актуальность повышения эффективности энергетики возрастает в связи с поставленной Президентом и Правительством РФ задачей – к 2020 году снизить энергоемкость экономики по сравнению с 2007-м не менее чем на 40%.

В настоящее время ситуация в электроэнергетике РФ характеризуется следующими обстоятельствами:

- кризис нехватки электрогенерирующих мощностей в некоторых регионах РФ в период осенне-зимнего максимума энергопотребления (ОЗМ), грозящий перерасти в общесистемный. В то же время проблем с тепло-, электро- и топливоснабжением при средних температурах отопительного периода нет, так же как нет проблем с электроснабжением в неотопительный период года. Например, в летнее время Московская энергосистема примерно 3,5 ГВт отправляет за пределы мегаполиса, однако при этом существует дефицит мощности в период ОЗМ;

- значительная доля электроотопления в максимуме нагрузки. Так, если обеспечить требуемый температурный график теплоснабжения и перевод электроотопления на внепиковое (ночное) время с использованием аккумуляторов тепла, то в Москве можно сэкономить 2-2,5 ГВт пиковой мощности;

- значительные потери в электрических сетях. Компенсация реактивной мощности позволит снизить максимум потребления только по Москве на 3-3,3 ГВт;

- незначительная доля комбинированной выработки энергии. Так, ТЭС РФ производят в комбинированном цикле только 29,3% централизованного тепла (21% от общего количества). В то время как, например, в Дании – технологическом лидере в сфере теплоснабжения доля электроэнергии и тепловой энергии, выработанных в комбинированном цикле составляет 65%-80%. В Финляндии в централизованном теплоснабжении и выработке электроэнергии ТЭС в последние годы доли ТЭЦ колеблются в районе 65-75%. Причем в РФ паротурбинные ТЭЦ работают преимущественно по неэффективному конденсационному режиму, что отражает их относительно высокая доля в выработке электроэнергии ТЭС страны (более 50%) при низкой доле в отпуске тепла;

- изношенность сетей, особенно тепловых, и большие потери энергии в них, что требует значительных затрат (финансовых, трудовых) для приведения их в порядок (модернизации);

- дефицит мощностей отечественного энергомашиностроения, особенно по мощным ГТУ, в то время как имеется некоторый резерв по выпуску паровых турбин и котлов (до 8-9 ГВт/год);

- дефицит инвестиций, в т.ч. из-за мирового финансового кризиса;

- дефицит проектировочных и строительно-монтажных мощностей (СМР);

- дороговизна угля из-за высоких транспортных издержек при существующей необходимости сокращения доли природного газа в энергоснабжении.

К недостаткам намеченной РАО ЕЭС программы модернизации электроэнергетики (т.н. ГОЭЛРО-2) можно отнести

- необоснованность высоких темпов вводов новых мощностей, что отчетливо проявляется в последнее время на фоне спада промышленного производства.

Завышенные планы по вводам мощностей вызвали нездоровый ажиотаж на рынках энергетического оборудования и СМР с неуправляемым ростом их стоимости и, как следствие, стоимости строительства ТЭС в целом;

- строительство большого количества КЭС, что влечет за собой снижение доли электроэнергии, выработанной в комбинированном цикле и, соответственно, топливной экономичности энергоснабжения страны. В то время как развитые страны, имеющие более мягкий климат, законодательно стимулируют развитие когенерации как основное средство экономии топлива (вплоть до запрета использования природного газа на котельных), в РФ к 2030 г. доля ТЭЦ в выработке электроэнергии значительно уменьшится (с 36 до 22%) при росте относительной и особенно абсолютной (почти в 5 раз) выработке КЭС с 30,8 до 39%. Причем новые КЭС требуют создания сопутствующих мощных ЛЭП и систем доставки топлива, что значительно удорожает такие проекты с точки зрения энергетики в целом;

- широкомасштабное применение ГТУ и ПГУ зарубежного и лицензионного производства с усилением зависимости от зарубежных фирм-производителей в ущерб отечественным. В итоге российские производители остаются без заказов, а энергетика несет повышенные расходы, которые выливаются в рост тарифов.

Снижается также безопасность энергоснабжения страны.

Импортные ГТУ очень дороги в обслуживании (капитальный ремонт через 50 тыс. ч работы с вывозом установки на завод-изготовитель или специальный сервисный центр). Лицензионное производство проблемы не решает, поскольку:

1) как показывает опыт покупки лицензии на ГТЭ-160 у Siemens, зарубежные компании продают устаревшие разработки и 2) наиболее важные и дорогостоящие элементы ГТУ (лопатки первых ступеней) производятся за рубежом. Зачастую зарубежные производители сознательно занижают цену заявки, закладывая будущий доход в сервисное обслуживание и ремонтные работы. Станции с импортным оборудованием попадают в зависимость от зарубежных поставщиков и будут оплачивать сервис за любую цену (хотя уже были случаи консервации ГТУ при получении счета на капитальный ремонт);

- создание крупных ТЭЦ на базе бинарных ПГУ, имеющих слишком протяженные и дорогие тепловые сети с большими потерями тепла и издержками на их обслуживание, в т.ч. затратами электроэнергии на прокачку теплоносителя. Причем соотношение электрических и тепловых мощностей ПГУ-ТЭЦ неадекватно климатическим условиям РФ. Так, например, в Москве зимние электрические и тепловые нагрузки соотносятся примерно как 1:3,5 (10 887 МВт : 38 570 МВт(т), поэтому ПГУ приходится дополнять водогрейными котлами, покрывающими базовую отопительную нагрузку. Использование такой технологии также сокращает количество ТЭЦ, которое можно разместить в базовой части электрических нагрузок. Поэтому строительство новых крупных ТЭЦ (в т.ч. на базе бинарных ПГУ) нецелесообразно;

- создание базовых станций, ориентированных на круглогодичную работу, в то время как существует значительная неравномерность электрических нагрузок как в суточном, так и годовом разрезах. Так, например, в Москве летом нагрузка в целом снижается более чем в 1,5 раза, а коэффициент неравномерности нагрузки высок как зимой, так и летом (до 0,64 и менее), причем максимум потребления длится всего несколько дней (а то и часов) в году.

Приоритетные технические направления реализовываются путем инвестирования энергоэффективных проектов в рамках отраслевых, региональных программ энергосбережения и перечня мероприятий по энергосбережению республиканского значения.

К приоритетным направлениям в области энергосбережения относятся:

Организационно-экономические направления

1. Разработка и принятие закона об использовании нетрадиционных и возобновляемых источников энергии.

2. Усовершенствование нормативной правовой базы в сфере производства и использования местных видов топлива.

3. Развитие новых рыночных механизмов финансирования энергосбережения в государственном секторе.

4. Повышение эффективности механизма разработки и выполнения республиканской, отраслевых и региональных программ энергосбережения.

5. Совершенствование государственной экспертизы энергетической эффективности развития отраслей экономики и проектных решений.

6. Обеспечение контроля за своевременным выполнением мероприятий, запланированных по результатам энергетических обследований. Развитие системы прогрессивных норм расхода ТЭР.

7. Сертификация продукции по энергоемкости и энергопотреблению.

8. Увеличение доли финансирования энергосберегающих мероприятий из средств инновационных фондов на возвратной основе.

9. Создание условий для расширения использования банковских кредитов для реализации энергоэффективных инновационных проектов.

10. Активное внедрение новых энергоэффективных технологий, оборудования и материалов, разработанных в рамках научно-технических программ.

11. Внедрение повсеместного институционального и персонального стимулирования энергосбережения в организациях, финансируемых из бюджетов, и в государственных организациях.

12. Создание экономических и институциональных условий для снижения сроков окупаемости нетрадиционных и возобновляемых источников энергии для их последующего масштабного внедрения.

13. Повышение качества образования и подготовки кадров для сферы энергосбережения.

Технические направления

1. Внедрение новых энергоэффективных технологических процессов производства продукции во всех отраслях экономики.

2. Модернизация электрогенерирующих источников. Ввод в действие электрогенерирующего оборудования в котельных. Создание мини-ТЭЦ на местных видах топлива.

3. Экономически целесообразная утилизация высоко- и среднетемпературных тепловых вторичных энергоресурсов с использованием их в схемах теплоснабжения.

4. Повышение эффективности работы тепловых сетей, оптимизация схем теплоснабжения. Передача тепловых нагрузок от ведомственных котельных на ТЭЦ, децентрализация теплоснабжения с ликвидацией длинных теплотрасс.

5. Замена электрокотлов и электронагревателей с преимущественным замещением их котельными установками на местных видах топлива.

6. Модернизация и повышение эффективности работы котельных.

7. Внедрение регулируемых электроприводов на механизмах с переменной нагрузкой.

8. Внедрение энергоэффективного оборудования в производстве и использование сжатого воздуха, холода.

9. Автоматизация технологических процессов и внедрение автоматизированных систем управления потребления ТЭР.

10. Внедрение систем непрерывного контроля за выбросами оксида углерода в атмосферный воздух на котельных мощностью свыше 50 МВт.

11. Внедрение энергоэффективных светильников и автоматических систем управления освещением.

12. Применение инфракрасных излучателей для локального отопления и в технологических процессах.

Энергетическая стратегия России на период до 2020 года (далее именуется – Энергетическая стратегия) является документом, конкретизирующим цели, задачи и основные направления долгосрочной энергетической политики государства на соответствующий период с учетом складывающейся внутренней и внешней ситуации в энергетическом секторе и его роли в обеспечении единства экономического пространства Российской Федерации, а также политического, макроэкономического и научно-технологического развития страны.

Главной задачей настоящего документа является определение путей достижения качественно нового состояния ТЭК, роста конкурентоспособности его продукции и услуг на мировом рынке на основе использования потенциала и установления приоритетов развития комплекса, формирования мер и механизмов государственной энергетической политики с учетом прогнозируемых результатов ее реализации.

Приоритетами Энергетической стратегии являются:

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;

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;

минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду на основе применения экономических стимулов, совершенствования структуры производства, внедрения новых технологий добычи, переработки, транспортировки, реализации и потребления продукции.

Главным средством решения поставленных задач является формирование цивилизованного энергетического рынка и недискриминационных экономических взаимоотношений его субъектов между собой и с государством. При этом государство, ограничивая свои функции как хозяйствующего субъекта, усиливает свою роль в формировании рыночной инфраструктуры как регулятора рыночных взаимоотношений.

Основные механизмы государственного регулирования в сфере топливно-энергетического комплекса предусматривают:

меры по созданию рациональной рыночной среды (включая согласованное тарифное, налоговое, таможенное, антимонопольное регулирование и институциональные преобразования 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.

Стратегическими ориентирами долгосрочной государственной энергетической политики являются энергетическая и экологическая безопасность, а также энергетическая и бюджетная эффективность. Достижение указанных ориентиров, повышение управляемости процесса развития энергетики требуют формирования основных составляющих государственной энергетической политики. К числу таких составляющих относятся прежде всего недропользование и управление государственным фондом недр, развитие внутренних топливно-энергетических рынков, формирование рационального топливно-энергетического баланса, региональная и внешняя энергетическая политика, социальная, научно-техническая и инновационная политика в энергетическом секторе.

Главным инструментом осуществления указанной политики будет комплекс мер экономического регулирования: ценового (тарифного), налогового, таможенного и антимонопольного. Создание непротиворечивой и гибкой системы экономического регулирования относится к числу важнейших предпосылок экономической эффективности энергетической политики.

При проведении энергетической политики государство в полной мере также будет использовать свои права собственника недр и активов в ТЭК. Для повышения эффективности этого процесса предусматриваются реструктуризация и акционирование государственной собственности в данной сфере со средоточением ее преимущественно в системообразующих секторах ТЭК (транспортная инфраструктура) и объектах повышенной опасности (атомная, гидроэнергетика и др.) с приватизацией других активов, прежде всего не находящихся под действенным контролем государства.

Основой реализации энергетической политики государства будет постоянно развивающаяся нормативно-правовая база. Ее совершенствование пойдет по пути дальнейшего формирования законодательства, обеспечивающего стабильность, полноту и непротиворечивость нормативно-правового поля этой важнейшей сферы жизнедеятельности общества.

В результате реализации мер, предусмотренных настоящим документом, сформируются эффективно развивающиеся топливно-энергетический комплекс и энергетический рынок, удовлетворяющие потребности растущей экономики в энергоресурсах и интегрирующиеся с мировыми энергетическими рынками.

Дизельное топливо - один из наиболее востребованных нефтепродуктов. Дизельное топливо дешевле бензина, средний расход горючего в дизельных двигателях на 25-30% ниже, чем в карбюраторных. Высокие показатели надежности и экономичности дизельных двигателей оправдывают их широкое применение, а это приводит к тому, что потребности мирового рынка в дизельном топливе исчисляются миллионами тонн в год. Такие объемы не только стимулируют увеличение объемов добычи первичного сырья для ДТ - нефти, но и ускоряют развитие технологической базы процесса её переработки. Производство дизельного топлива - крупный сектор нефтегазовой отрасли, характеризующийся высокой прибыльностью инвестиций и постоянно возрастающей потребностью в применении современных наукоемких технологий.

Различают три марки дизельного топлива - летнее топливо (ДТЛ), зимнее (ДТЗ), и арктическое (ДТА). Основными параметрами, определяющими принадлежность горючего к той или иной марке, являются диапазон температур, в котором топливо может использоваться, температура вспышки и застывания. Согласно ГОСТ 305-82, летнее топливо предназначено для использования при температуре 0°С и выше, застывает оно при -10°С. Зимнее выдерживает температуры в диапазоне от -20°С и выше или от -30°С(в зависимости от того, для какой климатической зоны - холодной или умеренной - оно производится, используются разные добавки), а застывает при -35°С или -45°С. Арктическое дизельное топливо обладает наибольшей устойчивостью к морозу. Оно применяется при температурах от -50°С, а застывает при -55°С.

Марки различаются и по содержанию серы - до 0.2% от объема для ДТЛ, до 0.5% для ДТЗ, и до 0.4% для ДТА. Надо отметить, что наличие серы в составе обосновано - чем оно выше, тем лучше смазывающие характеристики топлива. Но сера - основной источник вредных соединений в выхлопах, потому существует необходимость ограничивать количество этого элемента.

Существуют также нормы, общие для всех марок. Цетановое число - условная характеристика, отражающая свойства воспламенения дизельного топлива - не может быть ниже 45% (за 100% принято считать свойства чистого цетана, а измеряется значение числа путем сравнения испытуемого топлива со свойствами смеси цетана с a-метилнафталином, цетановое число которого равно 0). Топливо не должно содержать сероводорода, водорастворимых кислот, щелочей, механических примесей или воды, должно выдерживать испытание на коррозионную активность к меди по ГОСТ 6321-92 (ИСО 2160-85).

Для решения накопившихся проблем в теплоснабжении, которые проявились в последние годы особенно в жилищно-коммунальном секторе и связаны с эксплуатацией и дальнейшим развитием систем теплоснабжения (централизованных, децентрализованных, автономных, индивидуальных), необходимо осуществление комплекса мер, в частности:

в области совершенствования организационной, нормативной и правовой базы:

объединение тепловых сетей акционерных обществ энергетики и электрификации и муниципальных тепловых сетей в рамках одного предприятия (от коллекторов источников тепловой энергии до конечных потребителей), что определит ответственность таких предприятий за надежное и экономически эффективное теплоснабжение конечных потребителей со всеми вытекающими из этого правовыми, экономическими и технологическими последствиями. При этом в процессе реформирования жилищно-коммунального хозяйства должны быть решены вопросы создания контролируемых потребителями организационных структур, ответственных перед населением за оказание услуг по теплоснабжению;

обновление, расширение и при необходимости создание нормативной базы, регулирующей решение проблем теплоснабжения силами и средствами всех производителей тепловой энергии. При этом должны быть созданы организационно-правовые и экономические механизмы разработки и реализации новых комплексных генеральных планов электро-, газо- и теплоснабжения городов с учетом оптимальной структуры энергоресурсов, степени централизации теплоснабжения и теплофикации, что должно обеспечить минимизацию тарифов на производство и передачу тепловой энергии;

создание информационно-аналитической базы данных и организация мониторинга всех действующих систем теплоснабжения для определения реальных затрат энергоресурсов, расходуемых на теплоснабжение, с последующей корректировкой (при необходимости) направлений развития теплоснабжения в городах, регионах и стране в целом;

в области разработки новых подходов к тарифному регулированию, управлению спросом и развитию рыночных отношений:

введение системы тарифов на тепловую энергию с выделением ставок за мощность и энергию, а также дифференцированных тарифов по объемам потребления, времени года, числу часов использования максимума нагрузок, и главное - отдельно по городам (возможно, и по отдельным источникам) с целью исключения перекрестного субсидирования неэкономичных источников тепла за счет высокорентабельных;

повышение эффективности функционирования энергоисточников и тепловых сетей за счет снижения издержек системы теплоснабжения в целом, привлечения частных инвестиций, создания условий для превращения теплоснабжения в сферу, привлекательную для бизнеса;

обеспечение управления спросом на тепловую энергию силами и средствами потребителей (а не поставщиков тепла, как это до сих пор принято в России), для чего потребуется массовое внедрение систем автоматического регулирования на тепловых пунктах у конечных потребителей с поэтапным переходом на независимые схемы присоединения к сети и внедрением количественного и количественно-качественного регулирования отпуска тепловой энергии, которая может быть поставлена (подана) в сеть от различных источников;

развитие рыночных отношений и изменение структуры собственности, что повлияет на структуру производства тепловой энергии в направлении децентрализации и меньшей зависимости от акционерных обществ энергетики и электрификации;

в области технического перевооружения отрасли:

осуществление реконструкции, модернизации и развития действующих систем централизованного теплоснабжения с целью максимально возможного использования комбинированного производства электрической и тепловой энергии;

обеспечение совершенствования технологий в области теплоснабжения и теплофикации, снижение себестоимости производства тепловой энергии за счет внедрения газотурбинных, парогазовых, газопоршневых и газовинтовых ТЭЦ различной мощности с вытеснением действующих газовых котельных в зону пиковых тепловых нагрузок;