Строительные исследования

Таблица 3.6. Структура потребления и экспорта энергоресурсов в 1999г [16].

Энергоноситель

Внутреннее потребление

Экспорт

Электроэнергия, TW-h (млн. т.у.т.) Уголь, млн.т (млн. т.у.т.) Нефть, млн.т (млн. т.у.т.) Газ, млрд.м3 (млн. т. у. т.) Всего, млн. т.у.т.

263 (87)

244 (159) 135 (194)

389 (447)

908

20 (6.5)

25 (16) 176 (251.5)

200 (230)

504

Из Таблицы 3.6 следует, что снижение добычи топлива не угрожает энергообеспечению страны, т.к. есть значительный резерв за счет экспорта (правда, ценой потери доходов), однако снижение производства электроэнергии гораздо более чувствительно.

Ниже сделан краткий обзор состояния отдельных отраслей ТЭК. Электроэнергетика. В России действует более 700 электростанций с суммарной установленной мощностью 214,6 GW по данным Госкомстата на 01.01.99, из которых 43,8 GW (20,4%) приходится на ГЭС, 21,2 GW (9,9%) - на АЭС и 149,6 GW (69,7%) - на ТЭС. По данным [15] 60 тыс. км ЛЭП (25%) находятся в эксплуатации более 30 лет, непригодны к эксплуатации 14 % ВЛ (312 тыс. км) и 12 % подстанций. В электрических сетях происходит 90% всех нарушений в работе энергосистем, что связано с износом сетевого оборудования.

Таблица 3.7. Показатели электроэнергетики СССР и России.

	1960	1970	1980	1990	1995	1998
Установленная мощность, GW	66.7	116.2	266.7	343.7/214.3	215.3	214.6
Производство электроэнергии, TW-h,	292	741	1294	1726/1082	860	827
из них:
	241	613	1037	1281/734	583	565
на ТЭС
	50	124	184	233/167	177	158
на ГЭС
	-	3.7	72.9	211.5/118.3	99.3	103.5
на АЭС

В последние годы рост производства электроэнергии в основном обеспечивался атомными станциями. Структура потребления в 1999г (по ср. с 1998г) изменилась значительно: в промышленности (64%) рост составил 7%, на ж.д. транспорте (3.3%) - 10%, хозяйственные нужды населенных пунктов (7%) возросли на 16%, хозяйственные нужды энергосистемы (0.2%) - на 6%; доля непромышленных потребителей (10%) осталась без изменения, в городском транспорте (0.9%) - спад 6.5%, в сельском хозяйстве (4.8%) - 7.2%, индивидуальное потребление (10%) сократилось на 17%.

Гидроэнергетика. Ведущими странами по потенциалу гидроэнергетики (TW-h/y) являются Китай - 1.28 (используется 15% ресурса), Россия - 0.82 (20%) и Бразилия - 0.77 (39%). В то же время лидерами в использовании имеющихся ресурсов являются США - 0.40 (95%), Норвегия - 0.15 (98%), Япония - 0.15 (98%) и Франция - 0.12 (98%).

Отметим, что оценка эффективности использования гидропотенциала России, приведенная в [19] (600GW-h/y), существенно ниже, чем официально принятая [13] (820GW-h/y). Расхождение (около 30%) фактически представляет доверительный интервал используемых данных. Теоретический потенциал малой гидроэнергетики составляет 30% всех гидроресурсов страны. По оценкам [20], энергетический потенциал малых рек страны, использование которого возможно доступными средствами и экономически выгодно, составляет 493 GW-h.

Углеводородное топливо. В настоящее время в эксплуатации нефтегазового комплекса находится 200 тыс. км магистральных трубопроводов, 350 тыс. км промысловых трубопроводов и 800 компрессорных и нефтеперекачивающих станций. Износ системы составляет 63%, а 32% полностью требуют замены. В угольной отрасли только 18 шахт (8%) имеют срок службы менее 20 лет, а основная часть фонда была введена в эксплуатацию более 60 лет назад, причем 70% из них не реконструировались и имеют очень низкие экономические показатели. Более 50% парка горной техники исчерпало свой ресурс, остальное оборудование изношено наполовину. Все это показывает глубокий кризис в добывающих отраслях.

За 30 лет валовая добыча газа в мире увеличилась в 4 раза, а товарная добыча - в 4,5 раза. Более высокий темп роста товарной добычи определялся тенденцией к сокращению потерь газа и повышению степени утилизации. Потери газа обусловлены неподготовленностью газовой инфраструктуры и в целом являются показателем научно-технической культуры производства. Крупные прямые потери были характерны для первого периода развития газовой индустрии. В США из-за отсутствия рентабельного сбыта и по технологическим причинам в период с начала разработки газовых месторождений до 1950 г. было сожжено в факелах и выпущено в атмосферу 1,9 - 2,5 трлн.м3 газа. В России в настоящее время от 4 до 35 млн. т. нефти (оценки различных организаций сильно не совпадают между собой [21]) и от 6 до 50 млрд. м3 газа теряются ежегодно из-за утечек и загрязняют окружающую среду. Кроме того, около 18 млрд. м3 попутного газа сжигается на нефтяных скважинах [22]. Потери при добыче и транспортировке нефти составляют 3-7 % от добываемого объёма. Одним из показателей влияния утечек на окружающую среду служит продолжительность жизни коренных народов в нефтегазодобывающих регионах: она сократилась с 61 года в 1959 г. до 45 лет в 1990 г. Если уровень утечек нефти и газа в России уменьшить до принятых мировых стандартов (1%), сохраненного топлива хватит для производства того количества электроэнергии, которое вырабатывается атомными электростанциями России в настоящее время. С другой стороны, в 1999 году АЭС выработали 120TW-h электроэнергии - на 16% больше, чем в 1998 году. Для производства этого количества электроэнергии на ТЭС потребовалось бы 36 млрд.м3 газа (стоимостью 2,5G$ в экспортных ценах). В России в последние годы идет сокращение объемов добычи нефти, поскольку постоянно сокращаются объемы эксплуатационного и разведочного бурения (для стабилизации добычи необходимо их увеличение в 3-4 раза). Кроме того, 35% нефтяных скважин находится в простое, причем отборы нефти существенно снизились из-за низкого уровня технологических процессов (только 10% общей добычи получают современными методами), в результате чего из нефтеносных пластов извлекается только 25-40% нефти. Средний дебит по скважинам, находящимся в эксплуатации, снижается со среднегодовым темпом на 3-4%, выбытие производственных мощностей опережает их ввод на 1,5-2%, а себестоимость добычи природного газа увеличивается с 1995 г. ежегодно на 2-3%. Если эти тенденции сохранятся на ближайшие пять лет, то к 2005 г. добыча газа снизится на 9%, или 40 млн. т.у.т., а его себестоимость возрастет на 1416%. Доля природного газа в мировом энергобалансе, составляющая сегодня около 23%, возрастет почти до 30% в первой четверти XXI века и, возможно, ее рост продолжится. Предполагается, что мировая добыча природного газа не достигнет пика ранее 2030 г. Максимальный уровень добычи нефти может наступить между 2010 и 2020 гг., но спрос на нее, как и на электроэнергию, будет возрастать и далее. Замена обычной нефти нетрадиционной (синтетические жидкие углеводороды) увеличит цену нефти примерно в полтора раза. Цена на природный газ будет расти параллельно ценам на нефть, так как эти два вида продукции во многом дополняют друг друга. В 1991 г. было использовано 2,1 трлн. м3 газа, или около 410 м3 на человека. По масштабам газопотребления резко обособлены Россия и США, где душевое потребление составляет 2550 и 2200 м3, т.е. соответственно в 6 и 5.4 раза больше, чем среднемировой уровень.

Проведенный анализ показывает, что имеется значительный потенциал энергосбережения - около 450 млн. т.у.т., т.е. 50% общего расхода ТЭР. В то же время недостаточные капитальные вложения будут приводить к устойчивому падению добычи топлива и еще большему проценту потерь.

Ядерная энергетика. Из 434 ядерных энергоблоков мира 345 приходится на долю 27 стран-членов NEA/OECD. Полная установленная мощность - 292 GW. Ожидается ее увеличение до 294 GW в 2001г и до 312 GW в 2010, если принять во внимание ожидаемый вывод из эксплуатации 29 GW к 2010 году, главным образом в США и Великобритании. Атомные станции 15 стран ЕС произвели в 1998 году 808 TW-h электроэнергии. Доля ядерного электричества в 1998 году составила 35% общего электропроизводства этих стран, на 1% меньше, чем в 1997 г. Общее количество произведенной электроэнергии возросло на 1,5%, с

2246 до 2280 TW-h.

В России в настоящий момент работают 29 ядерных реакторов на 9 АЭС суммарной установленной мощности 21.2GW. В 1999г коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) был повышен на 9% по отношению к 1998 г. и составил 64,5% при проектном -75-80% (на лучших зарубежных АЭС КИУМ достиг 85-90%). В 2000 году КИУМ АЭС России составил 70%, к 2010 году планируется 80%, к 2020 году - 85%. За год АЭС производят около 110 TW-h электроэнергии (в среднем за 1992-1999гг., что позволило получить от рабочей сети электростанций примерно 105TW-h). АЭС производят 14.4% электроэнергии России, что составляет около 3% всего производства энергии. В 1999 году 54 % атомной энергии было выработано реакторами типа РБМК, около 43 % - реакторами типа ВВЭР. Остальная часть была выработана реакторами типа БН и ЭГП [23-25]. Причем в Центральной России, включая Москву, доля АЭС в производстве электроэнергии составила 25%, на Северо-Западе - 50%, на Северо-Западе Чукотского автономного округа - 60%, на Кольском полуострове - до 70%, в Центрально-Черноземном районе - до 80%. Это объясняется тем, что здесь нет крупных топливных энергетических ресурсов. Доля производства электроэнергии на АЭС в Западной Европе составляет 43%, во Франции - 76%, в Японии - 36%, в США -19%. АЭС России обеспечивают электроснабжением 35 из 89 субъектов РФ. Действующие энергоблоки АЭС построены и введены в эксплуатацию в период с 1971 по 1993г. Их можно разделить на две группы: энергоблоки первого поколения: 12 энергоблоков суммарной электрической мощностью 5.8 GW разработаны и построены до выхода основных нормативных документов по безопасности атомной энергетики. Эти блоки находятся в эксплуатации в среднем 25 лет. Для них предусмотрена программа поэтапной модернизации и замены части оборудования, выработавшего технический ресурс с целью

повышения безопасности и продления срока службы на 10 лет; энергоблоки второго поколения - 17 энергоблоков суммарной электрической мощностью 15.5 GW спроектированы и построены в соответствии с нормативными требованиями безопасности, введенными в 1982 и 1988гг. Эти блоки находятся в эксплуатации в среднем 15 лет.

Прогноз развития ядерной энергетики России в условиях незавершенности перестройки экономики достаточно неопределенен. В рамках разработки Энергетической стратегии России были выполнены оценки развития атомных мощностей с учетом вывода из эксплуатации оканчивающих срок службы блоков АЭС и сооружения реакторов нового поколения. Диапазон оценок масштаба развития ядерной энергетики страны охватывает варианты от стагнации на существующем уровне до удвоения мощности в 2010 г.

Таким образом, основные проблемы электроэнергетики следующие: 1. Инвестиции. Заморожено строительство новых энергоблоков АЭС мощностью 18 GW; остановлено развертывание площадок для новых энергоблоков АЭС мощностью 20 GW. До 2010 года в европейской части России необходимо: замещение 30-35 GW (30-35%) отслуживших срок мощностей ТЭС; продление срока службы энергоблоков АЭС мощностью 6,7 GW. 2.Неэффективность использования топливных ресурсов. Перерасход газа на действующих ТЭС по сравнению с современными ПГУ: 15-17% на конденсационных электростанциях; 3540% на ТЭЦ в конденсационном режиме. Недоиспользование мощности АЭС (15-35%). 3. Структурный кризис. Доля газа в топливном балансе ТЭС в европейской части России составляет 86% (90 млрд. м3/год); сокращение поставок газа в электроэнергетику - 15млрд. м3/год.

НВИЭ. Хотя потенциал НВИЭ Земли очень велик, все они обладают одним важным недостатком -малой плотностью потоков энергии. Удельная мощность потока солнечной энергии на поверхности Земли не превышает 1 kW/m2, плотность мощности воздушного потока при скорости 7 m/с составляет около 150 W/m2, океанская волна высотой 5m развивает мощность 10 kW/m2 колеблющейся площади. Это означает, что для получения от НВИЭ сколько-нибудь заметных мощностей необходимо собирать энергию с весьма больших площадей, что требует создания больших и дорогостоящих установок. Солнечная энергия пригодна либо для производства низкопотенциального тепла, либо для производства электроэнергии. В первом случае применяются плоские неконцентрирующие солнечные коллекторы, в которых теплоносителями могут быть вода, воздух или антифризы. Коллекторы устанавливаются неподвижно на крышах домов под углом к горизонту, равным широте местности. В зависимости от условий инсоляции в коллекторах теплоноситель нагревается на 40-50°С выше, чем температура окружающей среды. Электроэнергия от светового потока может производиться двумя путями: путем прямого преобразования в фотоэлектрических установках либо за счет нагрева теплоносителя, который производит работу в том или ином термодинамическом цикле.

Ветровая энергия используется для производства механической или электрической энергии. Наиболее распространены ВЭУ единичной мощностью 100 - 500 kW, хотя построены и эксплуатируются агрегаты единичной мощностью в несколько MW. Малые ВЭУ (мощностью менее 100 kW) обычно предназначаются для автономной работы. Более крупные установки создаются как сетевые. На одной ферме может быть размещено около тысячи ВЭУ, так что суммарная мощность фермы превысит 100 MW.

Геотермальная энергия, строго говоря, не является возобновляемой, поскольку речь идет не об использовании постоянного потока тепла, поступающего из недр к поверхности (в среднем 0,03 W/m2), а об использовании тепла, запасенного жидкими или твердыми средами, находящимися на определенных глубинах. В большинстве мест т. н. геотермальная ступень, определяемая тепловым потоком и теплопроводностью пород, составляет не более 3° /100 m. Однако в местах молодого вулканизма, вблизи разломов земной коры геотермальная ступень повышается в несколько раз, и уже на глубинах в несколько сот метров (иногда в несколько километров) имеются либо сухие горные породы, нагретые до 100° С и более, либо запасы воды или пароводяной смеси такой температуры. Сегодня для получения тепла или для производства электроэнергии используются исключительно термальные воды или парогидротермы. Существующие геотермальные электростанции (геоТЭС) представляют собой одноконтурные системы, в которых геотермальный пар непосредственно работает в паровой турбине, или двухконтурные с низкокипящим рабочим телом во втором контуре. Наиболее распространены геоТЭС в Италии, Исландии, Японии и США. Единичная мощность таких геоТЭС составляет единицы (иногда десятки) MW.

Биомасса представляет собой весьма широкий класс энергоресурсов и включает древесину, отходы промышленные (лесной и деревообрабатывающей промышленности), сельскохозяйственные и бытовые. Энергетическое использование биомассы возможно через сжигание, газификацию и пиролиз, биохимическую переработку с получением спиртов или биогаза. В России леса занимают около 70% всей ее территории, равной 1690 млн. га. Рубка лесов в 1999г. составила 130 тыс. га, а их восстановление - 1 тыс. га.

Несмотря на то, что вклад НВИЭ в мировой энергетический баланс невелик, есть четкая тенденция его увеличения. Решение технико-экономических проблем развития НВИЭ в значительной степени зависит от интенсивности масштабов НИОКР, которые, в первую очередь, определяются размерами их финансирования. Внедрение результатов НИОКР уже в ближайшие годы способно привести к снижению себестоимости производства электроэнергии на высокотемпературных геоТЭС на 20-40%.

В целом по странам - членам Международной Энергетической Ассоциации (МЭА) бюджетные ассигнования на НИОКР в сфере НВИЭ составляют в настоящее время 8% общего объема государственного финансирования НИОКР в энергетическом секторе. Приоритетной статьей расходов в структуре

содержание:
[стр.Введение] [стр.1] [стр.2] [стр.3] [стр.4] [стр.5]