Анализ современного состояния Единой Энергетической Системы России, основных проблем в энергетике России, а также рассмотрение перспектив её развития до 2010 год

Таблица 1.3 Экспорт электроэнергии из России Экспорт, всего , млрд. кВт ч В том числе по странам: СНГ Балтии Европы Азии 1990г. 36,77 - - 36,39 0,38 1992г. 15,68 11,72 -0,94 4,81 0,09 1995г. 20,17 14,39 -0,08 5,34 0,52 1996г. 19,72 14,31 -0,94 5,81 0,54 1997г. 20,66 16,14 -0,55 4,65 0,42 1998г. 18,81 13,55 -0,52 5,01 0,77 В настоящее время развитие ЕЭС России осложняется рядом проблем, требующих своего решения в перспективный период. Общий экономический кризис и перестройка финансовой системы страны в большой мере затронули и электроэнергетику. Переход на самофинансирование при государственном регулировании тарифов на электроэнергию резко ог- Рис. 1.3. Структурная схема межгосударственных связей 220 кВ и выше ЕЭС России с энергосистемами зарубежных стран (1998 г.): где цифра в скобках – число ВЛ данного напряжения; * - допустимые перетоки мощности в сечениии, МВт раничил финансовые ресурсы электроэнергетики. Объемы инвестиций в отрасль сократились с 1990 по 1998 г. в 3 раза. В результате темпы ввода мощностей за период 1991 -1998 гг. снизились до 1,5 млн. кВт, а среднегодовые вводы электрических сетей за последние 15 лет снизились в 3 раза. Одну из серьезнейших проблем в энергетике представляет старение основных фондов. В настоящее время в ОЭС России находится в эксплуатации 30 млн. кВт генерирующего оборудования, достигшего предельных сроков наработки. В 2010г. объемы устаревшего оборудования составят порядка 110 млн. кВт (из ТЭС - 75 млн. кВт, ГЭС - 25млн. кВт, ЕЭС - 8,4 млн. кВт), т.е. около 50% установленной мощности электростанций. Нарастание объемов оборудования электростанций, выработавшего свой парковый ресурс, намного превышает темпы вывода его из работы и обновления. Не менее остро эта проблема стоит в электрических сетях, а также в тепловых сетях. Уже сейчас 5 тыс. км ВЛ 110 - 220 кВ и подстанций общей мощностью 8 млн. кВ А подлежат полной замене. К 2010г. потребуется реконструкция 20 тыс. км ВЛ 110кВ и выше. Проблема технического перевооружения затрагивает основы надежности и живучести электроэнергетики всех регионов страны и Единой энергетической системы России в целом. При, сохранении существующего уровня инвестиций в электроэнергетику и большом объеме устаревшего оборудования уже начиная с 2005г. может начаться неуправляемое выбытие энергомощностей и электросетевых объектов и, как результат, резкое снижение надежности функционирования ЕЭС и электроснабжения потребителей. Важнейшей проблемой развития энергетики является создание и внедрение современного эффективного оборудования с высокими технико-экономическими и экологическими параметрами, в том числе и для технического перевооружения. Необходимо ускоренное внедрение высокоэкономичных парогазовых и газотурбинных технологий на базе создаваемого отечественного оборудования, а также расширения связей с зарубежными фирмами по созданию оборудования на совместных предприятиях, создание экологически чистых энергоблоков на твердом топливе, оборудованных котлами с циркулирующим кипящим слоем, реакторов АЭС нового поколения, отвечающих международным стандартам безопасности. Из-за недостаточной степени компенсации зарядной мощности линий 750 кВ - 75%, при рекомендуемых 100-110% и 500 кВ - 42% против 80 - 100% острейшей проблемой функционирования электрических сетей в последние годы является повышение рабочего напряжения в сетях 750, 500 и 330 кВ в ряде районов ЕЭС России, иногда до опасных для оборудования значений, в весенне-летний период в ночные часы и в часы дневного провала нагрузок. Появление в последнее время вынужденных неоптимальных режимов работы электростанций, увеличение реверсивных перетоков мощности по электрическим сетям привели к увеличению относительных потерь электроэнергии. В 1998г. потери электроэнергии в электрических сетях Российской Федерации составили 90,3 млрд. кВт ч, или 12,2% отпущенной электроэнергии в сеть, против 8,35% в 1991 г.; возросла доля коммерческих потерь. В настоящее время главной текущей проблемой отрасли является низкий уровень платежей потребителей за отпущенную им электрическую и тепловую энергию. Неплатежи потребителей ведут к недостатку оборотных средств, росту дебиторской задолженности энергокомпаний, дефициту топлива на электростанциях и связанному с ним вынужденному неоптимальному режиму загрузки электростанций. Растут затраты, снижается экономическая эффективность работы отрасли. Наряду с неплатежами имеют место недостатки в тарифной политике. Несмотря на положительный фактор - переход на двухставочные тарифы (на покупку и продажу электирической энергии и мощности) на оптовом рынке, позволяющий повысить эффективность функционирования ФОРЭМ, низкий уровень тарифов не позволяет отрасли в полной мере обеспечить инвестиционный процесс. В настоящее время практически во всех регионах страны тарифные ставки по отдельным тарифным группам не соответствуют реальным величинам затрат на производство, транспорт и распределение электрической и тепловой энергии. По России при формировании тарифов учено прослеживается практика перспективного субсидирования. На сентябрь 1998г. тариф для населения был более чем в два раза ниже, чек для промышленности [12,3 коп /кВт ч и 24 коп/кВт ч]. 2. ПЕРСПЕКТИВЫ РАЗВИТИЯ ЕЭС РОССИИ Основными задачами развития ЕЭС России и предстоящей перспективе в первую очередь являются: - сохранение интеграции электроэнергетических систем регионов России независимо от форм собственности и производственно-организационной структуры в электроэнергетике; - обеспечение эффективного использование топливно-энергетических ресурсов регионов страны с учетом экологических требований; - обеспечение эффективного функционирования федерального оптового рынка электроэнергии и мощности, гарантирующего надежность поставок энергии энергодефицитным районам. В разработанной "Схеме развития ЕЭС ОЭС России на период до 2010 г." в увязке основными стратегическими направлениями развития топливно-энергетического комплекса страны, в "Энергетической стратегии России и "Стратегии развития электроэнергетики России на период до 2015 г.", даны рекомендации по развитию генерирующих источников основной электрической сети ЕЭС и ОЭ России на период до 2010г. в условиях формирования и функционирования общероссийского и региональных рынков мощности электроэнергии; разработаны предложения по экспорту электроэнергии из России, дана оценка потребности электростанций ЕЭС ОЭС России в топливе в условиях формирования рынка топливных ресурсов и оценки воздействия электроэнергетики на окружающую среду определена потребность в инвестиционных ресурсах для развития ЕЭС и ОЭ России и дана оценка перспективных тарифе на поставки мощности и электроэнергии оптовом рынке для регулируемой и конкурентной форм организации рынка. В Схеме было рассмотрено несколько вариантов развития электроэнергетики России на период до 2010г., которые соответствуют различным вариантам развития экономики страны, и как следствие этого, различным вариантам спроса на электроэнергию, а также учитывают возможные изменения условий развития отрасли в перспективе. При максимальном варианте спроса на электроэнергию (1127 млрд.кВт ч в 2010г.) предполагается, что уровень электропотребления 1990г. (1074 млрд. кВт ч) по России будет достигнут к 2008 г., при среднем и минимальном вариантах спроса (1025 и 930 млрд. кВт ч в 2010г.) за пределами 2010 г. (рис. 1.4). Кроме того, в Схеме был рассмотрен "вариант максимального демонтажа устаревшего оборудования тепловых электростанций", в котором после 2000 г. все оборудование ТЭС, отработавшее свой ресурс, порядка 60 млн.кВт подлежит демонтажу с последующей заменой на новое прогрессивное оборудование. В остальных, рассмотренных в схеме вариантах техническое перевооружение ТЭС в период до 2010г. осуществляется как путем демонтажа устаревшего оборудования (25 млн. кВт) и замены его на новое (19 млн. кВт), так и продления срока службы оборудования. (48млн. кВт). При этом демонтаж принимался для устаревшего оборудования ТЭС на низкие параметры пара, а продление ресурса службы. Для оборудования высокого давления (в том числе для конденсационного оборудования 13 МПа и выше и теплофикационного оборудования 9 МПа и выше). В рассматриваемом в Схеме варианте измененения мощности АЭС в соответствии с разработанной Минатомом РФ "Программой развития атомной энергетики Российской Федерации на 1998-2005 гг. и перспективу до 2010г." была учтена возможность продления сроков службы ряда действующих энергоблоков АЭС на 5 лет, а также дополнительный ввод двух энергоблоков на Ростовской АЭС. В других вариантах Схемы предусматривается замена ядерных энергоблоков при достижении нормативного срока эксплуатации 30 лет (8,3 млн. кВт) на энергоблоки нового поколения повышенной безопасности. В основу формирования вариантов вводов генерирующих мощностей положены разработки по рациональной структуре генерирующих мощностей ЕЭС России, выполненные ИНЭИ РАН. Проведенные расчеты сравнительной экономической эффективности разных способов производства электроэнергии по разным ОЭС определили экономически целесообразную последовательность 1150 1050 950 850 750 1990 1994 1998 2002 2006 2010 2 3 1 Рис. 1.4. Динамика электропотребления в перспективе до 2010 г.: где 1 - расчетный вариант; 2 - средний вариант; 3 - минимальный вариант 120 100 80 60 40 20 0 Мощность млн., кВт Вариант максимального демонтажа ТЭС Минимальный вариант Средний вариант Максимальный вариант Вариант изменения мощности АЭС Рис. 1.5. Вводы мощности по вариантам развития электроэнергетики России в 1996 - 2010 гг.: где 1 - ГЭС; 2 - АЭС; 3 - ТЭС; 4 - ПГУ и ГТУ ввода основных, типов объектов. Масштабы вводов генерирующих мощностей в период до 2010 г. в зависимости от рассматриваемых вариантов оцениваются в 32 млн. кВт в варианте, соответствующем минимальному уровню электропотребления, до 100 млн. кВт в варианте максимальной замены оборудования, отработавшего свой ресурс (рис.1.5). Развитие генерирующих мощностей в рассматриваемой перспективе связано в первую очередь с проблемами обновления выработавших свой расчетный ресурс энергомощностей, повышением эффективности энергопроизводства за счет внедрения современных технологий (ПГУ, ГТУ, чистые угольные энергоблоки), повышением безопасности действующих и новых АЭС. Основным направлением развития гидроэнергетики в перспективный период является окончание строительства уже начатых ГЭС и техническое перевооружение действующих ГЭС. К гидроэлектростанциям, имеющим значительный строительный задел и соответственно возможности ускоренного ввода, относятся: Ирганайская, Зарамагская, Зеленчукские ГЭС (ОЭС Северного Кавказа), ГЭС на р. Кемь (ОЭС Северо-Запада), Богучанская ГЭС (ОЭС Сибири), Бурейская и Нижнебурейская ГЭС (ОЭС Востока), Вилюйская ГЭС-3 (Западная Якутия), Усть-Среднеканская ГЭС (Магадан). Вводы мощности на АЭС в этот период в основном связаны с заменой демонтируемых энергоблоков на Ленинградской, Кольской, Курской, Нововоронежской, Белоярской АЭС на энергоблоки нового поколения, отвечающие современным требованиям по безопасности, завершением строительства Курской (блок № 5) и Тверской АЭС (блок № 3), вводом в 2010 г. первого блока Приморской АЭС на Дальнем Востоке в максимальном варианте электропотребления. Масштабы развития тепловых электростанций на органическом топливе будут в значительной мере определяться ростом спроса на электро- и теплоэнергию, возможностями развития топливной базы электростанций, постоянным ростом объемов устаревшего оборудования и принятой стратегией технического перевооружения, темпами развития отечественного машиностроения для производства эффективного и экологически чистого оборудования. Рациональные масштабы развития теплофикации (и в первую очередь развитие ТЭЦ) в значительной мере определяются уровнями концентрации тепловых нагрузок, ростом проблем, связанных с топливообеспечением электростанций, возможностью экономии топлива в условиях его удорожания и возможностями их размещения в центре тепловых нагрузок по условиям экологии. В условиях преимущественного использования природного газа наиболее целесообразно обеспечение газом ТЭЦ, особенно комбинированных парогазовых установок (ПГУ-ТЭЦ), что позволит наиболее эффективно решать одновременно вопросы электро- и теплопотребления. На базе анализа энергетической ситуации по энергосистемам России, а также имеющейся информации по наличию строительных и проектных заделов, проработок по перспективам топливообеспечения, предложений регионов и предварительных согласований с местными органами власти в работе в максимальном варианте рекомендованы вводы конденсационной мощности на следующих крупных ГРЭС. В ОЭС Северо-Запада Псковская ГРЭС (окончание строительства); в ОЭС Центра - Каширская ГРЭС-4, Шатурская ГРЭС-5 и Конаковская ГРЭС (замена энергоблоков), Щекинская и Ивановская ГРЭС (расширение), Петровская и Нижневолжская ГРЭС на газе (новые); в ОЭС Поволжья - Заинская ГРЭС (замена) и Мордовская ГРЭС на КАУ (новая); в ОЭС Северно Кавказа - Краснодарская ГРЭС на газе (новая); в ОЭС Урала - Нижневартовская ГРЭ (энергоблок № 2) и Пермская ГРЭС (№ 4 Сургутская ГРЭС-1 (замена четырех энер блоков); в ОЭС Сибири - Березовсг ГРЭС-1 (окончание I очереди), Харанорс ГРЭС (ввод двух блоков), Гусиноозерс ГРЭС (доведение до проектной мощности Красноярская ГРЭС-2 и Беловская ГРЭС ( замена). Российская электроэнергетика как в настоящее время, так и на перспективу ориентирована на газоугольную стратегию. Увеличение потребности ТЭС в газотопливе на перспективу предопределено де всего, ориентацией на значительные масштабы использования ПГУ и ГТУ до 20 кВт в 2010 г. при реконструкции действующих и сооружении новых электростанций, что значительно снижает прогнозный рост топливного потребления за счет внедрения прогрессивных технологий. Удельный вес газа в топливном балансе электростанций может возрасти 2010 г. до 66% (1997 г. - 63%). Такой объем использования газа представляется достаточно высоким и для исключен ситуаций "газовой зависимости" требует дополнительных гарантий Газпрома в части обеспечения поставок. Одновременно необходима активизация разработки высокоактивных методов использования угля. Масштабы использования угля в эле энергетике России будут в значительной пени определяться соотношением цен угля газа, затратами на их транспортировку, а также решением проблем в области чистых угольных технологий. При принятой стратегии развития энергетики России структура установленной мощности электростанций в рассматриваемый период существенно не меняется: доля ГЭС остается на существующем уровне 21%, несколько снижается доля АЭС - с 11% (1997г.) до 10%, доля ТЭС составит 68-69%. При этом возрастет доля ПГУ и ГТУ (на КЭС и ТЭЦ) с 0,6% в отчетном 1997г. до 8,1% суммарной мощности в 2010 г. Развитие основной электрической сети рассмотрено исходя из расчетных требований к пропускной способности межсистемных связей на весь рассматриваемый период и необходимости обеспечения устойчивости и надежности параллельной работы ОЭС регионов в составе ЕЭС России, а также для обеспечения выдачи мощности электростанций и покрытия дефицитов энергосистем и энергоузлов. В новых экономических условиях роль основной электрической сети ЕЭС России возрастает, так как она является основой для создания оптового рынка мощности и электроэнергии в России, который может позволить в перспективе повысить конкуренцию производителей электроэнергии и снизить, тем самым, стоимость электроэнергии для потребителей. На рассматриваемую перспективу высшим классом напряжения для сетей переменного тока останется 1150 кВ. Сеть 750 кВ будет развиваться в европейской части ЕЭС для повышения надежности выдачи мощности АЭС в ОЭС Северо-Запада и Центра, а также при необходимости для усиления межсистемных связей России с Беларусью и Украиной. Сети 500 кВ будут использованы для присоединения ОЭС Востока к ЕЭС России, усиления основных связей в ОЭС Северного Кавказа, Центра, Средней Волги, Урала, Сибири, Востока, а также развития межсистемных связей между отдельными ОЭС. Сеть 330 кВ продолжает выполнять системообразующие функции в ряде энергосистем и ОЭС европейской части России и обеспечить выдачу мощности крупных электростанций. В дальнейшем, по мере развития сети 750 кВ, к сети 330 кВ перейдут распределительные функции. В период до 2000г. развитие основной электрической сети будет связано, в первую очередь, с обеспечением энергетической независимости отдельных регионов России (энергосистем Псковской и Омской обл.), обеспечением надежной выдачи мощности электростанций и надежного электроснабжения потребителей, обеспечения экспорта электроэнергии в Финляндию. В этот период рекомендуется сооружение основных электросетевых объектов, по которым имеются строительные или проектные заделы. В период 2001 - 2010 гг. для усиления межсистемных связей в соответствии с требованиями к их пропускной способности предлагается: - создание прямой сильной электрической связи между восточной и европейской частями ЕЭС России путем сооружения линий электропередачи 500 и 1150кВ, проходящих по территории России. Кроме сокращения потребности в генерирующей мощности и экономии затрат на топливо, они укрепят сетевую структуру ЕЭС, оказавшуюся в значительной мере нарушенной вследствие получения политической независимости Казахстаном. Сооружение первого участка ВЛ 1150кВ Сибирь - Урал предлагается в соответствии с выполняемым ТЭО по трассе Алтай - Карасук - Омск - Курган - Челябинск; - усиление межсистемного транзита 500 кВ ОЭС Средней Волги - ОЭС Центра (Волгоградская энергосистема) - ОЭС Северного Кавказа (строительство ВЛ Балаковская АЭС - Курдюм - Фролове - Шахты), который, помимо сокращения затрат на генерирующую мощность, позволит повысить надежность электроснабжения потребителей региона Северного Кавказа и создать основу для транспорта электроэнергии из региона Поволжья в страны Черноморского региона; - усиление системообразующих связей 500 кВ между ОЭС Урала и Средней Волги (за счет строительства ВЛ 500 кВ Северная - Вятка и Газовая - Преображенская - Красноармейская) с целью повышения пропускной способности межсистемного сечения и обеспечения сокращения затрат на ввод генерирующей мощности; - сооружение В Л 500 кВ Чита - Могоча - Зейская ГЭС, которая позволит увеличить обмены мощностью и электроэнергией между ОЭС Сибири и ОЭС Востока. Пропускная способность межсистемных связей ЕЭС России на уровне 2010г. приведена на рис. 1.6. Первоочередными электросетевыми объектами в регионах России в этот период являются: ОЭС Северо-Запада. ВЛ 500 кВ Печорская ГРЭС - Инта; ВЛ 330 кВ Кингисепп - Переволок; двухцепная ВЛ 330 кВ ПС Северная - ПС Выборгская, четвертое и пятое преобразовательные устройства на ПС Выборгская; ВЛ 330 кВ Псковская ГРЭС - Ст. Русса; Киришская ГРЭС - Сясь - Петрозаводск. ОЭС Центра. ВЛ 500 кВ Костромская ГРЭС - Южная; Валуйки - Металлургическая. ОЭС Северного Кавказа. ВЛ 500 кВ ОРУ РАЭС-Буденновск; ВЛ 330 кВ Буденновск - Чир-Юрт; Артем - Моздок. ОЭС Урала. ВЛ 500 кВ Буйская - Уфимская; Иртыш - Ишим; Курган - Козыреве; Северная - Вятка; ПП 500 кВ Беркут. ОЭС Сибири. ВЛ 500 кВ Заря - Барабинск -Таврическая; Гусиноозерская

Похожие:

	Особенности развития gr в современной России Целью настоящей работы является анализ состояния дел в области корпоративных связей с органами государственной власти и лоббирования...		Российской Федерации Федеральная служба по надзору в сфере образования и науки Особенно очевидна необходимость ознакомления студентов с важнейшими аспектами внешнеторговых отношений Российской федерации с учетом...
	Программа по развитию бадминтона на период 2010-2013 Анализ состояния развития бадминтона в Московской области, России и в мире, основные тенденции		Медиаобразование в России и Украине: сравнительный анализ современного... Федоров А. В. Медиаобразование в России и Украине: сравнительный анализ современного этапа развития (1992-2008) // Дистанционное...
	Дипломная работа на тему: Адаптация работников организации на примере «Сбербанка России» Автором представлены результаты исследований системы адаптации работников Сбербанка России и разработана программа адаптации нового...		Порядок формирования сводного прогнозного баланса производства и... Правилами оптового рынка электрической энергии и мощности, утвержденными постановлением Правительства Российской Федерации от 27....
	26oborotov Анализ состояния развития бадминтона в Московской области, России и в мире, основные тенденции		Ростки будущего Анализ состояния развития бадминтона в Московской области, России и в мире, основные тенденции
	И. И. Мазур Глобальный характер проблем энергетической безопасности... Именно этим проблемам посвящена статья, позволяющая представить современную панораму и контуры будущего развития мировой энергетики,...		Урок географии в 9 классе «Хозяйство Европейского Юга» Северного Кавказа как Житницы России, используя ранее полученные знания, через развитие умений анализа тематических карт, статистических...
	Доклад о результатах образовательной деятельности за 2010-2011 учебный... Цель доклада: представить анализ состояния образовательной деятельности моу «Лицей Соль-Илецкого района» за 2010-2011 учебный год,...		Совершенствование нормативно-правовой базы Проблемный анализ текущего состояния образовательной системы лицея и задачи развития лицея на 2011-2012 учебный год
	Аналитический отчет Фас россии от 19. 12. 2012 №773/12 «О плане работы фас россии по анализу состояния конкуренции на товарных рынках на 2013-2014 годы»...		Языковая репрезентация феномена игры в адыгской и английской лингвокультурах... Анализ состояния развития бадминтона в Московской области, России и в мире, основные тенденции
	Программа вступительных экзаменов по специальной дисциплине, соответствующей... Основная цель экзамена – определить уровень профессиональных компетенций будущего аспиранта, его знание современного состояния и...		Российско-японские отношения на современном этапе: проблемы и перспективы... Работа выполнена на Кафедре Внешней политики России и актуальных международных проблем Дипломатической академии мид россии