№ стр:
Введение 5
Раздел 1: ОПИСАНИЕ НОВО-РЯЗАНСКОЙ ТЭЦ 16
1.1 Краткий исторический очерк развития Ново-Рязанской ТЭЦ 17
1.2 Ново-Рязанская ТЭЦ сегодня 18
1.3 Основное оборудование Ново-Рязанской ТЭЦ 18
1.3.1 Котельное оборудование 18
1.3.2.Турбинное оборудование 19
1.4 Схема отпуска тепловой энергии 20
1.5 Электрическое оборудование 21
1.6 Оборудование химводоподготовки 22
1.7 Водоснабжение 23
1.8 Топливный режим 23
Раздел 2: ОБОСНОВАНИЕ РЕКОНСТРУКЦИИ ОБОРУДОВАНИЯ НОВО-РЯЗАНСКОЙ ТЭЦ.
ПОСТАНОВКА ЦЕЛЕЙ И ЗАДАЧ ДИПЛОМНОГО ПРОЕКТА 25
Рздел3: ОПИСАНИЕ ОБОРУДОВАНИЯ РЕКОНСТРУИРУЕМОЙ ЧАСТИ НОВО-РЯЗАНСКОЙ ТЭЦ 27
3.1 Энергетический котлоагрегат БКЗ-420-140НГМ-4 28
3.2 Турбоустановка с турбиной Т-100/120-130-3 34
3.2.1 Теплофикационная турбина Т-100/120-130-3 34
3.2.2 Генератор типа ТВФ-100-2 35
3.2.3 Конденсационная установка 35
3.2.4 Описание тепловой схемы Т-100/120-130-3 36
Раздел 4: РАСЧЕТ ТЕПЛОВОЙ СХЕМЫ ТУРБИНЫ Т-100/120-130-3 УТМЗ В ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ 38
4.1 Выбор исходных данных 39
4.2Определение параметров пара в проточной части турбины. 39
4.3 Построение процесса расширения пара в турбине 41
4.4. Расчеты по системе регенерации и теплофикационной установке 47
4.5 Расчет энергетических показателей установки 56
Раздел 5: ПОВЕРОЧНЫЙ РАСЧЕТ ЦВД ТУРБИНЫ Т-100/120-130-3 В ТЕПЛОФИКАЦИОННОМ РЕЖИМЕ РАБОТЫ 58
Раздел 6: СПЕЦИАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ: Оценка влияния типа и толщины слоя отложений с водяной стороны теплообменных трубок конденсатора на вакуум и экономичность работы турбины. Разработка мероприятий по обеспечению безнакипной работы системы оборотного водоснабжения 66
6.1 Назначение конденсационной установки 67
6.1.1 Повышение КПД цикла 67
6.1.2 Первичная деаэрация основного конденсата турбины и добавочной воды 68
6.1.3 Прием теплоносителя при переменных режимах работы ПТУ 68
6.1.4 Прием низкопотенциальных потоков 68
6.2 Технологические схемы конденсационной установки 68
6.3 Влияние давления в конденсаторе на экономичность работы паровой турбины 69
6.3.1 Общие сведения 69
6.3.2 Предельный и наивыгоднейший вакуум 72
6.3.3 Параметры, определяющие наивыгоднейший вакуум 73
6.4 Методика теплового расчета конденсатора с учетом загрязнения поверхности теплообмена 74
6.5 Поверочный расчет конденсатора КГ2-6200 с учетом загрязнения поверхности теплообмена 76
6.5.1 Технические характеристики конденсатора турбины Т-100/120-130-3 УТМЗ 76
6.5.2 Поверочный тепловой расчет конденсатора КГ2-6200 76
6.5.3 Общие результаты расчета конденсатора 88
6.5.4 Выбор исходных данных и результаты расчета летнего режима работы 89
6.6 Анализ работы системы циркуляционного водоснабжения Ново-Рязанской ТЭЦ 94
6.6.1 Анализ схемы технического водоснабжения Ново-Рязанской ТЭЦ 94
6.6.2 Водно-химический режим системы охлаждения 97
6.6.3 Мероприятия по совершенствованию ВХР системы охлаждения 98
6.6.3.1 Шариковая очистка 98
Раздел 7: ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ 104
Раздел 8: ОХРАНА ТРУДА 115
8.1 Факторы опасности 116
8.1.1. Избыточное тепловыделение 116
8.1.2. Загазованность и запыленность воздуха в помещении 117
8.1.3.Нерациональное освещение 117
8.1.4. Повышенный уровень шума и вибрации 117
8.1.5. Пожарная безопасность 118
8.1.6.Электробезопасность 118
8.2 Расчет тепловой изоляции ПВД 119
8.2.1. Общие требования тепловой изоляции оборудования 119
8.2.2. Общие положения проектирования тепловой изоляции 120
8.3 Техника безопасности при производстве ремонтов оборудования турбинных цехов 124
8.4 Пример заполнения Наряда-Допуска 126
ЗАКЛЮЧЕНИЕ 128
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ 129
ПРИЛОЖЕНИЯ 131
Приложение 1. Поверочный расчет ЦВД турбины Т-100/120-130-3 УТМЗ 132

Купить

Электроэнергетика является одной из базовых отраслей экономики России и одной из нескольких естественных монополий. В настоящее время в России функ-ционируют более 700 тепловых и гидравлических электростанций и 10 атомных. Имеющийся производственный потенциал полностью обеспечивает тепловой и электрической энергией промышленные предприятия и население России. Общая установленная мощность электростанций составляет 215,24 млн. кВт, в том числе: ТЭС – 149 млн. кВт, АЭС – 22,24 млн. кВт, ГЭС – 44 млн. кВт.
Основными субъектами единой энергетической системы России являются:
• РАО «ЕЭС России»;
• 74 региональные энергокомпании, осуществляющие поставки электрической и тепловой энергии потребителю на всей территории Российской Федерации;
• 34 крупные электростанции – филиалы или дочерние предприятия РАО «ЕЭС России»;
• 10 атомных электростанций (9 станций находятся под контролем государст-венного предприятия «Росэнергоатом», Ленинградская АЭС подчинена непосредст-венно Минатому России)
• более 300 организаций, обслуживающих основной технологический процесс и развитие в ЕЭС России.
Единая энергосистема поделена на 7 межрегиональных объединенных энерго-систем (ОЭС): Центр, Северный Кавказ, Средняя Волга, Северо-Запад, Урал, Си-бирь и Дальний Восток. Все ОЭС, кроме ОЭС Дальнего Востока, работают в парал-лельном режиме и соединены друг с другом межсистемными линиями электропере-дачи напряжением 330 кВ и выше. ОЭС Дальнего Востока связана с энергосистемой Сибири двумя двухцепными высоковольтными линиями напряжением 220 кВ, но по режимным условиям параллельная работа двух энергосистем по этой связи не осу-ществляется. В будущем планируется переход на параллельный режим работы всех объединений.
Государственное предприятие "Российский государственный концерн по производству электрической и тепловой энергии на атомных станциях” (концерн "Росэнергоатом”) осуществляет централизованное государственное управление восьмью из девяти атомными станциями России. Ленинградская АЭС находится непосредственно под контролем Министерства по атомной энергетике РФ. Компания «Росэнергоатом» отвечает за обеспечение ядерной и радиационной безопасности на всех этапах осуществляемой ею деятельности. Основными направлениями деятельности концерна "Росэнергоатом" являются: эксплуатация АЭС, экономическое, финансовое и коммерческое обеспечение выполнения функций эксплуатирующей организации, инвестиционная деятельность, международное сотрудничество в области повышения безопасности АЭС.
В составе Единой энергетической системы России мощные и экономичные атомные станции играют системообразующую роль, поскольку расположены в узло-вых точках сети и определяют структуру высоковольтных ЛЭП Европейской части России. АЭС участвуют в сезонном регулировании частоты и мощности ЕЭС России.
РАО «ЕЭС России» выполняет функции общего координирующего центра, обеспечивает в оперативном плане единое диспетчерское управление для повыше-ния экономической эффективности ЕЭС России, обеспечивает надежное функцио-нирование и развитие Единой энергетической системы России.
РАО ЕЭС контролирует использование свыше 70% электрической мощности и выработку более 70% электроэнергии страны. Энергокомпания владеет имуществом магистральных линий электропередачи и электрических подстанций, формирующих Единую энергетическую систему России, акциями АО - электростанций федерального уровня, региональных энергетических компаний, Центрального диспетчерского управления и других организаций, обслуживающих Единую энергетическую систему.
Также в собственности РАО "ЕЭС России" находятся системообразующие магистральные линии электропередачи и подстанции напряжением 220 кВ и выше, формирующие Единую энергетическую систему Российской Федерации. Общая протяженность системообразующих электросетей на балансе РАО “ЕЭС России” напряжением 220 кВ и выше составляет 43354 км, всего 302 линии электропередачи, в том числе:
• напряжением 1150 кВ - 956 км,
• напряжением 800 кВ - 374 км,
• напряжением 750 кВ - 2814 км,
• напряжением 500 кВ - 30549 км,
• напряжением 400 кВ - 83 км,
• напряжением 330 кВ - 7159 км,
• напряжением 220 кВ - 1418 км.
Общая протяженность линий электропередачи компаний Холдинга составляет 2566,5 тыс. км или 96,3% отраслевой величины. Протяженность системообразующих линий электропередачи Холдинга – 143,3 тыс. км.
Единая энергетическая система России является самым крупным в мире высо-коавтоматизированным комплексом, обеспечивающим производство, передачу и распределение электроэнергии и централизованное оперативно-технологическое управление этими процессами. Все электростанции (ТЭЦ, ГРЭС, ГЭС, АЭС) в каж-дой региональной системе независимо от принадлежности работают на общую сеть, от которой все потребители данного региона получают электроэнергию. То есть по-требители, подключенные непосредственно к одной электростанции, значительную часть энергии в различное время суток получают от других станций через сети еди-ной энергосистемы. Это позволяет резервировать мощности, вводить и выводить из работы энергоблоки без ущерба для потребителей, справляться с пиковыми нагруз-ками в сети с помощью перетоков электроэнергии.
Весь цикл диспетчерского (технологического и коммерческого) управления в электрических сетях обеспечивают ЦДУ ЕЭС России и 7 Объединенных диспетчер-ских управлений ОЭС (ОДУ ОЭС). В состав имущества оперативно-диспетчерского управления технологическим процессом производства и передачи электроэнергии входят средства технологического управления электрическими режимами, совре-менные средства связи, автоматики и информационного обеспечения.
Выработка электроэнергии
Электроэнергетическая отрасль России занимает 4 место в мире по установ-ленной мощности после США, Китая и Японии. Общая установленная мощность российских электростанций на 1 января 2005 года составила 215,24 млн. кВт. Уста-новленная мощность электростанций холдинга РАО ЕЭС составляет 155,1 млн. кВт (72,5% от общей установленной мощности электростанций России).
Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электро-станциях. Большинство потребителей снабжаются именно ТЭС. Часто в городах ис-пользуются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие одновременно электро-энергию и тепло в виде горячей воды. В отличие от ТЭС гидроэлектростанции (ГЭС) производят более дешевую электроэнергию, однако отрицательным моментом яв-ляется сезонность работы ГЭС, что вызывает затруднения при электроснабжении от них промышленных предприятий.
Основными видами топлива, используемыми при производстве электроэнергии, являются газ, уголь, мазут. В настоящий момент доля газа в общей структуре топливного баланса России составляет более 70 %, около 26 % - уголь и 3,2 % - мазут.
Потребление топлива в 2004 г. выросло на 1,6% по сравнению с 2003 г. и со-ставило 225,4 млн. т у. т. В структуре потребленного электростанциями РАО "ЕЭС России" топлива по сравнению с 2003 г. доля угля выросла на 1,8%, доля мазута со-кратилась на 1,5%, доля газа также сократилась на 0,2%. Поскольку в последние го-ды в газовой промышленности появились негативные тенденции, связанные с паде-нием объемов добычи, недостаточным финансированием новых месторождений газа, то в ближайшие годы продолжится сокращение поставок газа тепловым электростанциям. Соответственно будет увеличена доля угля в топливном балансе.
В целом по России можно отметить положительную тенденцию к увеличению выработки электроэнергии. Так, начиная с 1998 года, наблюдается прирост произ-водства электроэнергии после восьмилетнего снижения, в 1999 году рост составил 102,3% к уровню 1998 года, а в 2000 году – 103,5%. По итогам 2004 года генерирую-щими предприятиями отрасли было выработано 909 млрд. кВт. ч. Производство электроэнергии предприятиями холдинга РАО ЕЭС составило 728,8 млрд. кВт. ч.
Структура выработки электроэнергии на электростанциях РАО ЕЭС и её по-требление в России за последние годы представлена в таблице 1.
Таблица 1. Выработка электроэнергии на электростанциях РАО ЕЭС, общерос-сийское потребление электроэнергии
Год Выработка электроэнергии
на электростанциях РАО ЕЭС,
млрд. кВт.ч Потребление электроэнергии
в России, млрд. кВт.ч
2003 Всего: 598,9
в том числе:
- на ТЭС – 503,9
- на ГЭС – 95,0 862,4
2004 Всего: 635,8
в том числе:
- на ТЭС – 520,6
- на ГЭС – 115,2 888,2
2005 Всего: 728,8
в том числе:
- на ТЭС – 611,4
- на ГЭС – 117,4 908,9
2006
(I квартал) Всего: 187,8
в том числе:
- на ТЭС – 158,4
- на ГЭС – 29,4 261,0

На сегодняшний день доля электроэнергетики в ВВП России составляет 10-11 %, что говорит о высокой электроемкости промышленности. С 1990 года элек-троемкость продукции возросла на 29%. По данному показателю ВВП России сейчас занимает одно из последних мест в мире, уступая промышленно развитым странам Запада в 3 - 3,5 раза, а некоторым, к примеру, Японии - в пять и более. Однако уже с 2001 года предполагается систематическое снижение электроемкости ВВП в усло-виях промышленного роста за счет использования новейших энергосберегающих технологий.
Рынок электроэнергии и тарифы
Российский рынок электроэнергии состоит из оптового и розничного рынков электроэнергии. Основными поставщиками электрической и тепловой энергии на потребительском и федеральном оптовом рынках электроэнергии являются регио-нальные энергетические компании и федеральные электростанции. Тарифы на электрическую и тепловую энергию являются объектом государственного регулиро-вания в соответствии с Федеральным законом “О государственном регулировании тарифов на электрическую и тепловую энергию в Российской Федерации”. Регулирование осуществляется через Федеральную энергетическую комиссию Российской Федерации (ФЭК) и региональные энергетические комиссии субъектов Российской Федерации (РЭК).
На розничном рынке электроэнергии региональные энергетические комиссии устанавливают тарифы для конечных групп потребителей. Эти тарифы включают в себя также затраты энергосистем по абонентной плате РАО “ЕЭС России” и по по-купке электроэнергии с ФОРЭМ. Средний отпускаемый тариф на электроэнергию для потребителей в 2004 году составил 70,39 коп./кВт.ч – для населения, 83,09 коп./кВт.ч – для промышленных и приравненных к ним потребителей.
Несмотря на то, что формально РЭК являются независимыми, фактически ре-гулирование тарифов происходит под влиянием региональных органов власти. Ме-стные органы власти имеют право, действуя в интересах потребителей, рекомендо-вать региональным комиссиям запретить резкое повышение тарифов. Вследствие этого, проводимая РЭК политика сдерживания тарифов на энергию при одновре-менном росте цен в других отраслях промышленности привела к тому, что темпы роста тарифов для промышленных потребителей в целом по России отстают от темпов роста индекса цен в промышленности.
По-прежнему, одной из главных проблем регулирования тарифов остается пе-рекрестное субсидирование. В результате перекрестного субсидирования происхо-дит дотирование населения, бюджетных организаций за счет увеличения тарифов для промышленных и других групп потребителей. Средний тариф по России для на-селения в 1999 году был примерно в 1,5 раза ниже, чем для промышленных потре-бителей. На данный момент население пользуется льготными, заниженными по сравнению с себестоимостью примерно на 50 %, тарифами на тепло и электроэнер-гию. Однако большинство населения России сегодня может позволить себе оплачи-вать полную стоимость энергии, лишь небольшая часть малоимущего населения (примерно 15%) действительно нуждается в таких льготах. Доля оплаты за энергию в общих расходах населения России колеблется между 0,7-1,3 %, в то время как в других странах эти затраты составляют около 3%.
Можно отметить, что в 2004 году рост тарифов для населения происходил бо-лее быстрыми темпами, нежели рост промышленных тарифов (за период с 2004 до 2005 года – 17,3 % для населения 7,4 % для промышленных потребителей), в ре-зультате чего постепенно снижался уровень перекрестного субсидирования.
Поскольку не все региональные энергосистемы в состоянии только за счет соб-ственных мощностей обеспечить потребителей необходимой электроэнергией, то АО-энерго покупают недостающую электроэнергию на Федеральном оптовом рынке электроэнергии (ФОРЭМ). Оптовый рынок представляет собой рынок обмена элек-троэнергией, объединяющий производителей и покупателей электроэнергии и мощ-ности, связанных между собой системообразующими линиями электропередачи, единым диспетчерско-технологическим и экономическим управлением.
Основными поставщиками электроэнергии на ФОРЭМ являются ГРЭС, атомные электростанции и гидроэлектростанции.
Тарифы на электрическую энергию и размер платы за услуги, предоставляемые на ФОРЭМ, устанавливаются Федеральной энергетической комиссией. При установ-лении тарифов ФЭК РФ должна предусматривать полную компенсацию обоснован-ных затрат производителей электроэнергии плюс некоторая норма прибыли для обеспечения самофинансирования, а также должна предусматривать сбалансиро-ванность суммарной стоимости электрической энергии, поставляемой на ФОРЭМ и отпускаемой с него.
В течение 2000 года ФЭК РФ несколько раз пересматривала тарифы для по-ставщиков электрической энергии на ФОРЭМ. В основном рост тарифов был обу-словлен повышением цен на топливо, в частности на газ - на 25 %. В целом за год прирост тарифов по АЭС составил 54 %, по федеральным ГРЭС – 60 %, по ГЭС – 9 %, по избыточным АО-энерго – 14 %.
По-прежнему к одной из главных проблем тарифообразования на ФОРЭМ мож-но отнести затратный механизм установления тарифов. Другой проблемой является несбалансированность товарных и финансовых потоков - несовершенная система купли-продажи энергии и неотработанный эффективный механизм открытой конку-ренции на ФОРЭМ. На рынке не обеспечивается экономическое диспетчирование по критериям отбора заявок наиболее эффективных электростанций, при этом ОАО «ЦДУ ЕЭС России» систематически загружает наиболее неэффективных поставщи-ков ФОРЭМ, не обеспечивая загрузку самых экономичных электростанций.
В соответствии с «Программой социально-экономического развития Российской Федерации на среднесрочную перспективу (2004-2007 годы)», разработанной Центром стратегических разработок и утвержденной 06.03.2004 г., устранение инфраструктурных и институциональных ограничений развития Российской Федерации в области энергетического комплекса предполагается осуществить путем ускорения реализации реформ отрасли на основе энергоэффективного подхода.
Энергоэффективность напрямую связана с созданием конкурентной среды. Се-годня энергетическая отрасль является монополией, практически не подверженной давлению конкуренции и рыночным спросовым ограничениям, мотивированной ис-ключительно на рост издержек и цен, её растущие потребности в долгосрочном ин-вестиционном финансировании также покрываются за счет увеличения тарифной нагрузки на потребителей и практически не ведут к привлечению ресурсов россий-ской финансовой системы. На достижение в числе прочих указанной цели направлена реформа энергетической отрасли.
Реформирование электроэнергетики
Основными задачами реформирования электроэнергетики Российской Федерации являются:
- создание эффективно работающего рынка электроэнергии, функционирующе-го на принципах конкурентного ценообразования;
- создание эффективного механизма снижения издержек в сфере производства (генерации), передачи и распределения электроэнергии;
- создание привлекательного инвестиционного климата в электроэнергетике;
- обеспечение доступности электроэнергии как важнейшего условия повышения уровня и качества жизни граждан;
- сохранение и развитие единой инфраструктуры электроэнергетики, включаю-щей магистральные сети и диспетчерское управление;
- развитие экспортного потенциала электроэнергетики;
- демонополизация рынков топлива для тепловых электростанций;
Для достижения основных целей структурных реформ в отрасли должны быть осуществлены следующие мероприятия:
- реструктуризация РАО "ЕЭС России" и АО - энерго путем выделения из них сетевых, сбытовых обществ с целью повышения прозрачности их деятельности и обеспечения недискриминационного доступа к сетевой инфраструктуре;
- формирование генерирующих компаний и начало демонополизации сектора генерации электроэнергии;
- создание института гарантированных поставщиков;
- создание механизма формирования тарифа на региональных рынках электро-энергии в зависимости от цены на оптовом рынке электроэнергии;
- значительное расширение числа участников конкурентного оптового рынка электроэнергии;
- завершение формирования нормативно-правовой базы функционирования конкурентного рынка электроэнергии с учетом накопленного опыта подготовительно-го этапа структурных реформ в отрасли;
- создание условий для привлечения крупномасштабных инвестиций в электро-энергетику.
Часть мероприятий уже осуществлена. В 2006 - 2007 годах планируется про-должить формирование субъектов рынка: завершить реорганизацию РАО "ЕЭС Рос-сии" с выделением самостоятельных Федеральной сетевой компании и Системного оператора, из несетевого холдинга - выделение генерирующих компаний, продол-жится реорганизация АО-энерго. Ожидается рост конкуренции на рынке генерации за счет строительства потребителями собственных "малых" мощностей, скупки ак-ций компаний, выделяемых из АО-энерго. Необходимо осуществить либерализацию всего сектора оптового рынка электрической энергии, за исключением энергоизоли-рованных и энергодефицитных систем.
Политика энергосбережения
Взаимное влияние экономики России и ее энергетического сектора в современных условиях очень велико. В основе этого лежит огромный природный и производственный энергетический потенциал. Геологические запасы органического топлива в недрах России оцениваются в 20 % суммарных мировых запасов, а производство первичных энергоресурсов — 11 % мирового производства, в то время как численность населения страны составляет менее 2,5 % населения Земли. Все это позволяет не только обеспечивать энергетическими ресурсами жизнедеятельность российского общества, но и является основой производительных сил страны и ее доходов (в том числе путем экспорта более 40 % всех добываемых и производимых первичных топливно-энергетических ресурсов).
В то же время топливно-энергетический комплекс (ТЭК) — это наиболее инер-ционная и капиталоемкая структура экономики. Разработка и реализация оптималь-ной стратегии в этой сфере, с одной стороны, должны обеспечивать высокую энер-гоэффективность, надежность и сбалансированность энергоснабжения, энергетиче-скую безопасность страны как неотъемлемую часть ее экономической и националь-ной безопасности и, с другой стороны, требуют заблаговременного формирования стратегии, как минимум, на 20 лет. Осуществлять это необходимо совместно с про-гнозированием развития экономики и выработкой системы взаимоотношений госу-дарства и структур ТЭК, что позволит реализовать разработанные стратегические принципы оптимизированного развития и функционирования энергетического сектора.
Энергетическая стратегия России на период до 2020 г. была разработана и одобрена Правительством Российской Федерации в ноябре 2000 г. Однако за про-шедшее время изменились как макроэкономические параметры социально-экономического развития России, так и базовое состояние, и экономические оценки перспектив ТЭК. С учетом этого была разработана уточненная редакция Энергети-ческой стратегии, которая одобрена Правительством Российской Федерации 22 мая 2003 г. В ней сформированы энергетическая политика государства и перспективные направления и количественные оценки развития энергетического сектора страны.
Цель энергетической политики государства — максимально эффективное ис-пользование природных топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) и потенциала энергетического сектора для роста экономики и повышения уровня жизни населения.
Приоритетами разработанной Энергетической стратегии России на период до 2020 г. являются:
• полное и надежное обеспечение страны энергоресурсами по доступным и вместе с тем стимулирующим энергосбережение ценам, снижение рисков и недопу-щение кризисных ситуаций в энергообеспечении;
• снижение удельных затрат на производство и использование энергоресурсов, рост энергоэффективности;
• повышение финансово-экономической устойчивости и эффективности использования потенциала энергетического сектора для обеспечения социально-экономического развития страны;
• минимизация техногенного воздействия энергетики на окружающую среду.
Основными препятствиями на пути осуществления энергосберегающей политики в России являются:
- не заинтересованность и производителей, и потребителей в осуществлении энергосберегающих мероприятий во всех звеньях экономики;
- необходимость разработки экономического механизма, способного изменить отношение потребителей энергии к ее расходованию;
- слабость производственной базы промышленности по выпуску энергосбере-гающих видов оборудования, приборов, конструкций и материалов;
- медленная перестройка экономики страны в направлении снижения в ней до-ли энергоемких производств благодаря опережающему развитию производств, вы-пускающих малоэнергоемкую продукцию;
- практическое отсутствие комплексных фирм, которые могли бы взять на себя разработку технической до¬кументации, комплектацию, монтаж, наладку и сдачу «под ключ» энергосберегающих объектов с последующим гарантийным их обслуживани-ем;
- слабое информирование широких кругов населения и предприятий о потенциальных возможностях энергосберегающих мероприятий и разработанных в этом направлении проектов;
- неопределенность механизма внебюджетного финансирования энергосбере-гающих мероприятий на федеральном, а во многих случаях и на региональном уровнях.
В современных условиях развития экономики следует обратить особое внима-ние на роль региональных и местных органов власти в реализации программы «Энергосбережение России»: на законодательное регулирование, создание фондов энергосбережения, проведение разъяснительной работы среди населения.
Базовые варианты экономического развития рассмотрены далее.
Оптимистический вариант характеризуется ростом ВВП в 2020 г. в 3,3 раза к уровню 2000 г., увеличением физического объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 7 раз, минимизацией темпов инфляции, высокими мировыми ценами в 2020 г.: на нефть марки Urals до 30 дол/бар и на газ — 138 дол/тыс, м3. При этом среднедушевой объем ВВП к 2020 г. (в ценах 2000 г.) достигнет 179,2 тыс. руб./чел., а доля ТЭК в промышленности России составит 19,8 против 29,5 % в 2000 г.
В рассматриваемом варианте предполагаются интенсивное проведение эконо-мических реформ и ускоренная либерализация цен и тарифов на продукцию и услу-ги естественных монополий и предусматривается быстрое создание конкурентной среды на рынках товаров и услуг естественных монополий. Этот вариант отличается активным использованием энергосберегающих и энергоэффективных технологий и высокими темпами снижения энергоемкости. Кроме того, оптимистический вариант характеризуется благоприятным развитием торгово-экономического и политического сотрудничества с зарубежными партнерами, включая преобладание положительных моментов в процессах интеграции, вступлением в ВТО при наилучших для России условиях, решением транзитно-транспортных проблем и т.п. Важной составляющей внешних условий развития Россия на перспективу является решение проблемы формирования единой энергетической и энерготранспортной инфраструктуры в сопредельных регионах Европы и Азии, развитие международных энерготранспортных систем, не дискриминационный транзит энергоносителей.
Умеренный вариант предполагает рост ВВП к 2020 г. в 2,3 раза по отношению к уровню 2000г., увеличение физического объема инвестиций в основной капитал за рассматриваемый период в 3,6 раза, стабильные мировые цены на нефть марки Urals на уровне 18,5 дол/бар, средние контрактные цены на газ, не выше 118,5 дол/тыс. м3 . При этом среднедушевой объем ВВП к 2020 г. в ценах 2000 г. достигнет 128,4 тыс. руб/чел., а доля ТЭК в промышленности России составит 19,2 %. В то же время этот вариант предполагает: неблагоприятное развитие торгово-экономического и политического сотрудничества, включая преобладание отрица-тельных моментов в процессах интеграции, вступление в ВТО на менее благоприят-ных для России условиях, отсутствие решения транзитно-транспортных проблем и т.п.
Во всех указанных вариантах учитывается, что макроэкономическая динамика будет иметь циклический характер (в соответствии с цикличностью экономического развития мировой экономики).
Динамика основных макроэкономических показателей по каждому из вариантов социально-экономического развития страны определяет параметры перспективного топливно-энергетического баланса и развития отраслей ТЭК.
Важнейший вывод, вытекающий из указанных макроэкономических оценок сво-дится к тому, что обеспечить потребности России в топливе и энергии при сохране-нии современной высокой удельной энергоемкости экономики (которая в 3 – 4 раза выше, чем в развитых странах Европы, и в 2 раза превосходит этот показатель в США) невозможно, поскольку это потребовало бы роста потребления и соответст-вующего увеличения добычи и производства ТЭР в 2 – 3 раза. В связи с этим в оп-тимистическом варианте Энергетической стратегии предусматривается снижение энергоемкости экономики в 2,2 и в умеренном — в 1,8 раза. Такой динамике в облас-ти энергопотребления будут способствовать политика в сфере регулирования цен и тарифов на продукцию и услуги естественных монополий. Повышение цен в отрас-лях естественных монополий, несколько опережающее уровень инфляции в про-мышленности, приведет к перераспределению доходности от основных энергоемких потребителей в пользу естественных монополий и создаст условия для экономии энергоресурсов.
Примерно 1/3 энергосбережения будет обеспечена путем реализации имеюще-гося технологического и организационного потенциала в энергопотреблении и 2/3 — благодаря структурным изменениям в экономике (увеличением доли малоэнергоем-ких, наукоемких производственных структур и сферы услуг). Соответствующие меры предусмотрены и в других вариантах развития экономики. Это позволит ограничить рост внутреннего спроса (потребления) первичных ТЭР в 2020 г. (40 в оптимистиче-ском и 27 % в умеренном вариантах по сравнению с 2000 г.).
Размеры экспорта ТЭР определены в зависимости от прогнозируемой конъюнк-туры мирового рынка и экономических параметров добычи, производства и транс-порта энергоносителей. Суммарный прирост экспорта ТЭР по указанным базовым вариантам в 2020 г. по сравнению с 2000 г. оценивается соответственно в 56 и 38 %, а доля экспорта от суммарных объемов добычи и производства первичных ТЭР со-храняется на современном уровне (40...41 %).
С учетом изложенного, а также принимая во внимание некоторое увеличение экономически целесообразного импорта газа из Средней Азии, прогнозируется сум-марный рост объема производства первичных ТЭР в 2020 г. на 28...44 % по сравне-нию с 2000 г. Предполагается также опережающее повышение на 38…55% суммар-ного спроса на наиболее квалифицированный энергоноситель — электроэнергию.
Важнейшей проблемой формирования энергетической стратегии является оп-тимизация топливно-энергетического баланса, т.е. определение экономически обос-нованных направлений его структурных трансформаций и необходимой диверсификации по условиям энергетической безопасности как во внутреннем энергопотреблении страны, так и в суммарной добыче и производстве энергоресурсов.
Главной особенностью современной ситуации в электроэнергетике является плохое состояние ее основных фондов, активная часть которых уже к 2010 г. исчер-пает свой проектный ресурс на 50 % установленных мощностей. В то же время вме-сте с развитием экономики прогнозируется опережающий рост спроса на электро-энергию (в 2010 г. уже на 16...22 %). Замена и реконструкция оборудования, созда-ние новых мощностей и строительство высоковольтных линий потребуют в 2010 г. увеличения инвестиций в 3,3—4,0 раза, в 2020 г. — в 6—7 раз по сравнению с 2002 г. Это, естественно, не может не сказаться на ценах электрической и тепловой энер-гии, а с учетом неизбежного увеличения цен на газ стоимость электроэнергии в 2010 г. должна возрасти примерно в 1,8 раза, а к 2020 г. в 2,2 раза (без учета влияния ин-фляции). Экономическое развитие отрасли с учетом региональных особенностей предопределяет приоритетное развитие АЭС (их доля в суммарном производстве возрастет с 15 до 19...23 %) и угольных ТЭС. Сооружение атомных электростанций экономически предпочтительно в районах с дальнепривозным топливом (европей-ская часть страны), а угольных — в восточных районах (Сибири, на Дальнем Восто-ке, Южном Урале).
С учетом этого при увеличении производства электроэнергии в 1,4—1,5 раза потребление газа в электроэнергетике возрастет лишь на 10... 15%. Однако при этом резко повысится эффективность его использования, прежде всего вследствие заме-ны паросиловых установок, отработавших свой ресурс (энергоблоки 200, 300 МВт и др., работающие на газе), парогазовыми.
Прогнозируется рост производства электроэнергии гидроэлектростанциями на 20...25 %, главным образом благодаря строительству ГЭС в Сибири и на Дальнем Востоке, а также гидроаккумулирующих электростанций в европейской части страны для системного регулирования в связи с развитием ограниченно маневренных АЭС.
Предусматривается также увеличение в 15—20 раз использования нетрадици-онных возобновляемых источников энергии, однако их абсолютный объем и в 2020 г. остается небольшим — на уровне менее 1 % всего объема потребляемых первич-ных ТЭР.
В целом, как показывает анализ, выполненный в процессе разработки Энерге-тической стратегии, предлагаемые направления, масштабы и меры по развитию то-пливно-энергетического комплекса России органично вписываются в прогнозные оценки социально-экономического развития страны и способствуют их осуществле-нию.
Реализация Энергетической стратегии должна привести к следующему:
• повышению благосостояния населения России до современного среднеевро-пейского уровня в период до 2020 г. на основе социально-экономического развития всей страны;
• обеспечению двукратного снижения удельной энергоемкости ВВП с соответ-ствующим ростом энергоэффективности экономики (доля потребляемых энергоре-сурсов в распределенном ВВП снизится с 22 в 2000 г. до 13...15% в 2020 г.);
• осуществлению умеренного роста в 2001—2020 гг. среднедушевых расходов на топливо- и энергообеспечение населения (в 2,3—2,4 раза) при опережающем увеличении реальных доходов населения (в 3,4—3,7 раза);
• повышению ежегодного дохода от деятельности ТЭК к 2010 г. в 1,5 раза с увеличением на 1/3 налоговых поступлений в бюджет государства при снижении до-ли ТЭК (как капиталоемкого и энергоемкого комплекса) в промышленном производ-стве с 30 в настоящее время до 25...26% в 2010 г. и 18...20% в 2020 г. при опере-жающем росте наукоемких и перерабатывающих секторов с низкой энергоемкостью.
Поэтапное формирование конкурентного энергетического рынка с развитием соответствующей инфраструктуры позволит обеспечить постепенную рационализа-цию топливно-энергетического баланса, самофинансирование производственной и инвестиционной деятельности организаций ТЭК.
Принятая до 2007 г. динамика цен (тарифов) на продукцию (услуги) естествен-ных монополий приведет к незначительному росту (на 5...8%) удельного веса энер-гетических ресурсов в затратах на производство продукции энергоемких отраслей промышленности и даст возможность сохранить инфляцию на уровне, определен-ном в среднесрочной программе Правительства Российской Федерации.
Доля ТЭК в общих инвестициях в основной капитал, составляющая в 2001—2005 гг. 33...35%, в 2006...2010 гг. уменьшится до 31...33, а к 2020 г. – до 20... 24%.
Рост капиталовложений в энергетический сектор, в том числе значительный приток прямых и портфельных иностранных инвестиций, должен последовательно распространиться и на другие секторы экономики благодаря увеличению заказов на их продукцию и услуги и вследствие накопления капитала в обрабатывающих отраслях экономики.
В энергетической стратегии предусмотрены механизмы и меры, необходимые для ее реализации.
Осуществление Энергетической стратегии России соответствует основным на-правлениям социально-экономического развития страны и способствует их реализации.
Роль Ново-Рязанской ТЭЦ
Ново-Рязанская ТЭЦ - это крупнейший производитель тепловой и электриче-ской энергии в г. Рязани. Теплоэлектростанция снабжает теплом и горячей водой более 60 % жилищно-коммунальной сферы города Рязани - это жилые массивы Ок-тябрьского, Железнодорожного и Советского округов областного центра. Среди про-мышленных потребителей ТЭЦ - крупные предприятия Южного промышленного уз-ла: ЗАО «Рязанская нефтеперерабатывающая компания», ОАО "Рязанское химво-локно», ЗАО «Рязанский картонно-рубероидный завод», ЗАО «Рязанский завод ав-тоагрегатов» (АМО ЗИЛ) и еще более 40 предприятий областного центра. В числе крупнейших перепродавцов электрической и тепловой энергии ТЭЦ находятся ОАО «Рязаньэнерго» и МУП «Рязанское муниципальное предприятие тепловых сетей». Намечается тенденция к увеличению числа потребителей Ново-Рязанской ТЭЦ, с которыми заключаются прямые договора на поставку энергоресурсов. Вид топлива, который используется на ТЭЦ, - это природный газ. В период пиковых тепловых на-грузок в ходе отопительного сезона в качестве топлива используется также мазут. Установленная электрическая мощность станции - 400 МВт, установленная тепловая мощность - 2081 Гкал/ч.


Купить