Развитие и размещение гидроэнергетики России

Тема: Развитие и размещение гидроэнергетики России

Раздел: Бесплатные рефераты по экономической географии

Тип: Контрольная работа | Размер: 148.40K | Скачано: 304 | Добавлен 22.12.08 в 22:13 | Рейтинг: +7 | Еще Контрольные работы

План

Введение 2

1.Значение электроэнергетики в народном хозяйстве, место России в мировом производстве электроэнергии 3

2. Особенности развития электроэнергетического комплекса России 5

3. Виды электростанций 14

4. Региональные особенности электроэнергетики 20

5. Экологическая безопасность энергетики 21

Заключение 23

Список использованной литературы 24

 

Введение.

Из всех отраслей хозяйственной деятельности человека энергетика оказывает самое большое влияние на нашу жизнь. Тепло и свет в домах, транспортные потоки и работа промышленности – все это требует затрат энергии. Наличие света и тепла в домах, детских садах, школах и больницах, вопрос не только социальный, он - самый, что ни на есть политический. Потребности в энергии продолжают постоянно расти. Наша цивилизация динамична. Любое развитие требует, прежде всего энергетических затрат и при существующих формах национальных экономик многих государств можно ожидать возникновения серьезных энергетических проблем. Просчеты в этой области имеют серьезные последствия.

По производству электроэнергии (840—850 млрд кВт-ч) Россия занимает ведущие позиции в мире, усту­пая только США, Японии и Китаю. Около 70% выраба­тываемой в стране электроэнергии дают тепловые электростанции. Преимуществен­ное развитие тепловой элек­троэнергетики объясняется высокой обеспеченностью страны топливными ресурсами и рядом особенностей, характерных для этого вида электростанций.

Стратегическими целями развития электроэнергетики в рассматриваемой перспек­тиве являются:

• надежное энергоснабжение экономики и населения страны электроэнер­гией;
• сохранение целостности и развитие Единой энергетической системы страны, ее интеграция с другими энергообъединениями на Евразийском континенте;
• повышение эффективности функционирования и обеспечение устойчи­вого развития электроэнергетики на базе новых современных технологий;
• снижение вредного воздействия на окружающую среду.

1. Значение электроэнергетики в народном хозяйстве, место России в мировом производстве электроэнергии.

Одним из необходимых условий роста экономики страны и ее перевода на интенсивный путь развития является совершенствование топливно-энергетического комплекса и, в первую очередь, электроэнергетики. Приоритетность электроэнерге­тики по сравнению с другими видами энергии практически используемых общест­вом, определяется комплексом ее положительных качеств: универсальность способность к преобразованиям и безграничному делению легкость в управлении технологическими процессами, транспортируемость на большие расстояния. Поэтому нет ни одной отрасли хозяйства и сферы приложения труда, где бы ни использовалась электроэнергия.

Главным ее потребителем является промышленность (около 60 %).Большое количество электроэнергии расходуется в отраслях тяжелой индустрии в машино­строении, металлургии, химической промышленности. Значительное количество ее (около 14%) потребляется в коммунальном хозяйстве и быту, транспорте (около 7 %) и сельском хозяйстве.

Электроэнергия является основой механизации и автоматизации производственных процессов во всех отраслях. Все возрастающее значение имеет применение электроэнергии в технологических процессах (около 40%),где она в корне преобра­зует производственные процессы и где ее использование наиболее эффективно. На основе электричества развиваются новые электрофизические и высокоточные технологии. Кроме того, тесно связаны производительность труда и его электровоо­руженность. Как показывает ретроспективный анализ, рост производительности труда в целом промышленности пропорционален росэлектровооруженности и даже несколько выше.

Эти факторы определяют опережающее развитие электроэнергетики по отношению к суммарному потреблению первичных энергоресурсов. При общей тенденции к сокращению энергоемкости национального дохода в связи с совершенствованием энергопотребления электроемкость его возрастает. Обоснованность этой тенденции сохраняется и на обозримую перспективу.

      Наряду с традиционной своей функцией обеспечения народного хозяйства наиболее эффективным видом преобразованной энергии электроэнергетики в совокупности с теплоэнергетикой приобретает роль главного инструмента преобразования структуры топливно-энергетического баланса.

В настоящее время в стране расходуется для производства электроэнергии около 28% и для производства тепловой примерно 46% всего котельно-печного топлива, т.е. в сумме на указанные цели потребляется 34 этих ресурсов. Конечно, страна  обеспечена запасами органического топлива. Однако, надо учитывать важное обстоятельство: около90% топливных (и 80% гидроэнергоресурсов) находится в азиатской ее части. В то же время основная доля потребления электроэнергии приходится на европейскую часть, где проживает около 70% всего населения и расположены основные производственные мощности. Кроме того, нельзя  забывать, что нефть, газ, уголь - ценное промышленное сырье, которое заслуживает более рационального использования, чем сжигание его в топках электростанций. Очень важно видеть и экологический аспект проблемы. По имеющимся расчетам при сгорании угля, нефти и газа ежегодно в атмосферу выбрасывается около 200-250 млн. т золы, 60 млн. т сернистого ангидрида плюс выбросы радиоактивных веществ, которые содержит уголь (изотопы семейства урановых, торий, калий - 40).

Помимо всего этого для дальнейшего развития топливно-энергетического комплекса требуется по целому ряду причин (несоответствие географического размещения запасов и добычи угля с одной стороны и потребителей топливно-энергетических ресурсов с другой; ухудшение экономических условий добычи из-за необходимости освоения месторождений в отдаленных северных и восточных районах с экстре­мальными условиями, необходимости дальнейшей транспортировки добытого топлива в центральные районы, где располагаются основные производительные силы и др.) существенное увеличение капиталовложений.

Россия занимает второе место после США по уровню развития электроэнергетики. В 2005 г. в России было произведено 1068,2 млрд. квт/ч электроэнергии (120 млрд. квт/ч т.е. около 12% общей выработки были произведены на АЭС) что составляет 66% от выработки в СНГ. Россия является не только крупнейшим производителем, но и крупнейшим в мире экспортером энергоносителей. Только в 2005 г. экспорт электроэнергии составил 5141 млн. квт/ч. Россия является крупным поставщиком топливно-энергетических ресурсов в зарубежные страны и основным - в страны СНГ. В течение ближайших лет экспорт энергоресурсов останется ключевым фактором как для развития национальной экономики, так и для экономического и политического положения России в мировом сообществе.

 

2. Особенности развития электроэнергетического комплекса России.

Основы современной электроэнергетики России были заложены планом Государст­венной электрификации России (ГОЭЛРО).

Планом ГОЭЛРО предусматривалось построить 30 новых электростанций общей мощностью 1,75 млн кВт, достичь выработки в 8,8 млрд кВт∙ч в год, построить сети напряжением 35 кВ и 110 кВ для передачи мощности к узлам нагрузки и соединения электростанций в параллельную работу. Отечественная энергетика с самого начала создавалась как единая государственная система по общему проекту – плану ГОЭЛРО.

И в дальнейшем электроэнергетический комплекс СССР развивался в направлении создания единой энергосистемы страны. Территорию, на которой был сформирован определенный производственно-хозяйственный комплекс, обслуживала электро­энергетическая система (ЭЭС), как объединение крупных электростанций, связанных между собой линиями электропередачи и сетями и совместно питающих потребителей электроэнергией. Мощность, потребляемая в пределах одной ЭЭС, равна 1–5 млн кВт. Оптимального размещения источников энергии в пределах небольших территорий, обслуживаемых ЭЭС, добиться трудно. Поэтому эта задача решалась в пределах больших территорий, охватывающих регионы страны. Энергосистемы объединялись межсистемными связями в объединенные энергосис­темы (ОЭС), при этом появлялась возможность обмена потоками мощности между крупными электростанциями различных типов и маневренными потоками между ЭЭС, реализующими функции резервирования. Для обеспечения межрегиональных обменов мощностью ОЭС объединили в Единую энергосистему (ЕЭС), дающую возможность маневрирования энергетикой в рамках всего хозяйственного ком­плекса страны.

Места строительства электростанций выбирались из расчета максимальной близости к источникам энергоресурсов, в первую очередь, к месторождениям каменных и бурых углей и районам, богатым гидроресурсами. Для атомных электростанций район размещения выбирается исходя из близости потребителей.

В СССР сложилась сохраняющаяся и в настоящее время в России структура установленной мощности и выработки электроэнергии между тремя типами электростанций: тепловым, гидравлическим и атомным (рис. 1, 2). Для сравнения приведем данные по структуре установленной мощности и выработки электроэнер­гии между тремя типами электростанций США (рис. 3, 4)

 

Рис.1.Структура установленной мощности     Рис.2.Структура производства электроэнергии в России в 2007 г.                             электростанций России в 2007 г.

                                   

Рис. 3. Структура установленной мощности          Рис. 4. Структура производства электроэнергии в США в 2006 г.                             электростанций США в 2006 г.

Кроме того, в том числе и в силу физической природы процессов электроснабжения, энергосистема имеет следующие особенности:

1. Электроэнергию невозможно экономично хранить или запасать. Отсутствует определенная прямая физическая связь между электрической мощностью, произведенной определенной генерирующей станцией, присоединенной к сети, и энергией, полученной определенным потребителем из сети. Отпущенная в сеть электрическая энергия не обладает индивидуальной определенностью и смешива­ется с другой электроэнергией. Отпуск в сеть электроэнергии означает возможность ее потребления в любой точке сети, любым потребителем.

2. Практически невозможно добиться ритмичной работы энергопредприятий, то есть с одинаковой нагрузкой в равные промежутки времени, так как существует неопределенность процессов включения, отключения и изменения режимов работы отдельных потребителей. Поэтому для энергопредприятий характерен переменный режим нагрузки, изменяющийся в суточном, недельном, месячном и годовом разрезах.

Для оптимизации загрузки электростанций с разными техническими возможностями в России, в рамках Единой энергетической системы, различные типы электростан­ций располагаются в разных зонах графика нагрузки (рис. 5).

 

В базовой части графика (1) – работают электростанции, мощность которых практически неизменна. Это, в первую очередь, теплоэлектроцентрали (ТЭЦ). ТЭЦ работают наиболее экономично (коэффициент использования тепла достигает 60–70%) при нагрузке, соответствующей тепловому потреблению и минимальному пропуску пара в часть низкого давления турбин и в конденсаторы, то есть в теплофикационном режиме.

Доля теплофикационной выработки в среднем по России составляет около 60% от общего объема выработки электроэнергии на ТЭЦ и порядка 33% в общей выработке тепловых электростанций (включая конденсационные).

Действующие в настоящее время атомные электростанции (АЭС) по технологиче­ским требованиям (агрегаты АЭС, особенно на быстрых нейтронах, неманевренны) также работают главным образом в базовой части графика нагрузки энергосистемы (1) с продолжительностью использования установленной мощности 6500–7000 ч/год.

Мощность наиболее экономичных современных тепловых конденсационных электростанций (КЭС) располагается в базовой и полубазовой части графика нагрузки (1) и (2). Они по возможности разгружаются в ночное время. Менее экономичные КЭС работают в полупиковой части графика (3).

Особенность агрегатов КЭС заключается в том, что они недостаточно маневренны: подготовка к пуску, разворот, синхронизация и набор нагрузки требуют 3–6 ч. Именно поэтому для них предпочтительным является режим работы с равномерной нагрузкой в пределах от номинальной до нагрузки, соответствующей техническому минимуму, определяемому видом топлива и конструкцией агрегата.

Гидроэлектростанции (ГЭС) наиболее маневренны (разворот, синхронизация с сетью и набор нагрузки требуют 1–5 мин.) и используются кратковременно в пиковой части графика нагрузки (4).

Специально для работы в пиковой части графика (4) применяются гидроаккумули­рующие электростанции (ГАЭС).

Заполняя провалы нагрузки в энергосистеме, ГАЭС позволяют работать агрегатам атомных и тепловых станций в наиболее экономичном и безопасном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива.

3. Генерация и потребление электрической энергии должны непрерывно балансиро­ваться для поддержания нужной частоты, уровня напряжения и стабильной работы электрической сети и для избежания внезапных потерь мощности (возникновения лавинных аварий). Эту задачу решает централизованная система оперативного управления (диспетчирования) энергосистемой (Центральное диспетчерское управление – ОАО «СО-ЦДУ ЕЭС»).

Оперативное управление энергосистемами заключается в технологическом планировании режима ЭЭС, управлении производством и распределении электриче­ской и тепловой энергии, выборе состава работающего технологического оборудо­вания и его загрузки.

По замыслу проектирования ЕЭС СССР основная задача ЦДУ – обеспечение надежности электроснабжения, обеспечение электроэнергетической безопасности страны.

4. Большая технологическая зависимость функционирования и эффективной работы всех сфер экономики страны от бесперебойного и полного удовлетворения их потребностей в электроэнергии. При этом сроки сооружения электростанций и других энергообъектов обычно дольше, чем у объектов – потребителей энергии. Это в ряде случаев предопределяет необходимость заблаговременного сооружения энергообъектов под ожидаемые (прогнозируемые) объемы потребления энергии и мощности.

Например, строительство новых АЭС и ГЭС – это капиталоемкие проекты (стоимость 1 кВт установленной мощности составляет около $1000–1100) с длительными сроками реализации и окупаемости. Так, по оценкам экспертов, срок строительства АЭС составляет 7–10 лет, окупаемости – 15 лет.

Таким образом, Единая энергосистема страны позволяет:

а) наиболее эффективно использовать ресурс входящих в нее электростанций и тем самым экономить топливо;

б) добиться концентрации единичной мощности энергоагрегатов до 500–800 МВт с соответствующей экономией материальных и трудовых ресурсов, что невозможно в условиях изолированной работы энергосистем;

в) минимизировать необходимый резерв мощности (в пределах 13–15%  для стабильной работы энергосистемы и, следовательно, снизить капитальные затраты на сооружение дополнительных энергомощностей;

г) осуществлять перетоки электрической мощности из энергоизбыточных в энергодефицитные регионы, в которых с экономической и экологической точек зрения сооружение электростанций может быть неэффективно и нецелесообразно;

д) организовать централизованное диспетчерское управление энергосистемой страны, которое позволяет оперативно предотвращать или миними­зировать катастрофические последствия лавинных аварий в электросистеме.

Проблемами энергосистемы СССР, которые унаследовала энергосистема современ­ной России, являются следующие.

1. Наличие 50 энергодефицитных регионов страны, так как электростанции размещались в тех районах, где стоимость производства электроэнергии была наименьшей. Наряду с объективными факторами на выбор места размещения энергообъектов влияли и субъективные факторы, например, лоббирование интересов региона в органах центрального управления.

2. Развитие и поддержание в работоспособном состоянии Единой энергосистемы страны требовало огромных инвестиций. Например, с 1980 по 1990 гг. было введено 19 тыс. МВт новых мощностей АЭС и ГЭС. При современной стоимости строитель­ства 1 кВт установленной мощности АЭС и ГЭС, оцениваемой в $1000–1100 , общую сумму инвестиций можно оценить в размере около $20 млрд (около $2 млрд в год). В СССР государство как собственник полностью финансировало капиталь­ные затраты.

3. Высокая доля ТЭЦ в структуре установленной мощности электростанций, достигающая 35%. Для примера – доля комбинированной выработки электроэнер­гии в общем объеме выработки электроэнергии в США в 2004 г. составила 4,6%, в целом по Европейскому союзу к 2000 г. достигла немногим более 10%, однако в некоторых странах она также довольно высока (Дания 50%, Нидерланды 40%, Финляндия 35%, Австрия 25%. Высокоэффективная работа ТЭЦ возможна только в теплофикационном режиме в отопительный период. В неотопительный период ТЭЦ работают в неэкономичном конденсационном режиме.

4. Слабые связи между Объединенными энергосистемами страны (рис. 6), обуслов­ленные низкой плотностью и пропускной способностью электросетей.­

 

Рис. 6. Установленные мощности ОЭС (ГВт), пропускные способности (ГВт) связей между ОЭС

В 1993 г. нескольким регионам удалось опротестовать в Конституционном суде РФ передачу крупных электростанций, расположенных на их территории, под контроль РАО «ЕЭС России». Как следствие, региональные АО-энерго сохранили частичный или полный контроль над некоторыми крупными электростанциями. В отдельных АО-энерго доля РАО «ЕЭС России» опустилась ниже 49%, а три из них – «Тат­энерго», «Башкирэнерго», «Иркутскэнерго» – стали полностью независимыми.

 Из-за отсутствия достаточных инвестиционных средств в электроэнергетике происходит процесс старения основных фондов. Коэффициент износа основных фондов достиг более 60%. Крайне незначительны темпы ввода новых генерирую­щих мощностей. За пятнадцать лет с 1990 г. установленная мощность электростан­ций России увеличилась всего на 6 тыс. МВт (с 213 тыс. МВт в 1990 году [6, с. 87] до 219 МВт в 2005 г. [13]). Для примера, в США установленная мощность электро­станций возросла с 1990 г. по 2001 гг. на 114,2 тыс. МВт [11, с. 16].

На фоне этого происходит рост потребления электроэнергии в России, что приводит к нарастанию дефицита электроэнергии в целом ряде регионов страны. Особо тяжелая ситуация сложилась в Московском регионе, Ленинградской области и Тюменской области включая Ханты-Мансийский автономный округ и Ямало-Ненецкий автономный округ.

Ускоренными темпами растет потребление природного газа для производства электроэнергии и теплоэнергии на тепловых станциях. На ТЭС холдинга ОАО РАО «ЕЭС России» за период с 2000 по 2005 гг. доля газа возросла на более чем 6 процентных пунктов  (рис. 7).

Эти тенденции прямо противоречат целям, заложенным в «Энергетической стратегии России на период до 2020 года», в частности цели преодоления «…тенденции нарастающего доминирования природного газа на внутреннем энергетическом рынке с уменьшением его доли в общем энергопотреблении (включая расход на производство электроэнергии и тепла) с 50% в настоящее время до 49% в 2010 году и 46% в 2020 году…» .

По прогнозам специалистов в дальнейшем дефицит газа внутри страны будет возрастать в связи с ростом внутреннего потребления, экспорта и ограниченных возможностей увеличения добычи и пропускной способности газопроводов. Основные месторождения ОАО «Газпром» – Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, дающие около 65% всего объема газа компании, находятся в стадии падающей добычи. По данным администрации Ямало-Ненецкого автономного округа, к 2010 г. на месторождениях округа ОАО «Газпром» будет добывать 497 млрд м3 газа в год, хотя в целом по округу добыча должна возрасти с 568 млрд м3 в 2005 г. до 655 млрд м3 в 2010 г.

Продолжается активное обсуждение концепции реформы электроэнергетического комплекса страны. Предлагается 13 вариантов, из них выбирается вариант, близкий по своей концепции к варианту реформирования электроэнергетики Англии и Уэльса, а именно: разделение структуры электроэнергетического комплекса на две составляющие: естественномонопольную (оперативно-диспетчерское управление, передача электроэнергии) и конкурентную (производство и сбыт электроэнергии, ремонтные и сервисные функции). С 2003 г. проходит активная стадия реформиро­вания электроэнергетики, которая завершится в 2008 г. прекращением существова­ния ОАО РАО «ЕЭС России» и созданием новых компаний генерации, передачи, распределения и сбыта электроэнергии. Также создан новый план ГОЭЛРО.

Разработка плана заняла больше двух лет. Еще в 2005 г. премьер-министр Михаил Фрадков поручил всем профильным ведомствам заняться расчетами по этому плану. В конце 2006 г. появился первый проект ГОЭЛРО. Из него следовало, что совре­менной России предстоит построить не меньше 150 ГВт новых энергетических мощностей, потратив почти $170 млрд. В начале 2007 г. план по инвестициям вырос в разы. При минимальном росте потребления энергии они оценивались уже в $423 млрд ($250 млрд — на станции, $173 млрд — на сети), при максимальном — $542 млрд. Это был рекорд по инвестпланам для России. Для сравнения: «Газпром» в 2006 г. прогнозировал, что всей газовой отрасли нужны инвестиции на $420 млрд., но до 2030 г. «Российские железные дороги» — 13 трлн руб. (около $520 млрд), но тоже до 2030 г.Все средства по ГОЭЛРО предполагалось направить почти на двукратное расшире­ние энергомощностей России — с 211,3 ГВт до 340,4 ГВт по базовому варианту и до 391,7 ГВт — по максимальному варианту. Именно к тому моменту появились масштабные инвестпрограммы всех «дочек» РАО «ЕЭС России» до 2010 г. на сумму почти 3,4 трлн руб. (около $130 млрд). Средства для них решено было привлекать, размещая дополнительные акции всех компаний в пользу частных инвесторов — «Газпрома», «КЭС-Холдинга», германского E.On, итальянской Enel и проч.

 

3. Виды электростанций

Электростанции в России подразделяются на несколько групп:

- тепловые: ТЭС - работают на обычном топливе - уголь, газ и т.д.; ТЭЦ - теплоэлек­троцентрали, вырабатывающие совместно тепловую и электрическую энергию. Использование ТЭЦ позволяет экономить топливо, т.к. они имеют более высокий коэффициент полезного действия - до 70%; ТЭЦ и ТЭС размещались на 50% под воздействием сырьевого фактора.

Проблема размещения ТЭС и ТЭЦ заключалась в приближении новых ТЭС и ТЭЦ к сырью. Основные электростанции размещались возле крупных промышленных центров (Канаповская ТЭС). ТЭЦ в отличии от ГЭС вырабатывают не только энергию, но и пар, горячую воду. А так как эти продукты часто используются в химии, нефтехимии, лесопереработке, промышленности, сельском хозяйстве, то это дает ТЭЦ существенные плюсы.

Часто фактор сырья преобладает над потребительским фактором, поэтому многие ТЭС и ТЭЦ размещены за несколько сотен километров от потребителя.

Тепловые электростанции. Они преобразуют энергию сгорания органического топлива в электрическую. Этот процесс проходит в несколько этапов. Сначала топливо сгорает в топке котельной установки, продукты сгорания при этом выделяются через дымовую трубу в окружающую среду. Вода в котле, который соприкасается с пламенем, закипает, получающийся пар высокого давления направляется в паровую турбину (иногда он перед этим дополнительно перегрева­ется). В турбине пар расширяется, его давление падает, происходит преобразование его внутренней энергии в механическую. Турбина приводит в движение ротор генератора, вырабатывающего электрический ток.

На ТЭЦ пар после турбины либо отправляется потребителю, либо возвращается обратно в систему, отдав свою теплоту воде, которая идет к потребителю. Поэтому ТЭЦ выгодно строить в больших городах и около крупных промышленных предприятий. На конденсационных, или государственных районных, станциях (КЭС) пар превращается в конденсат, который возвращается в систему. КЭС строятся, как правило, в районах с дешевым топливом (или вблизи источников энергоресурсов) и у источников водоснабжения. Их КПД значительно меньше, чем у ТЭЦ.

- гидроэлектростанции - ГЭС (используют энергию водного потока), ГАЭС - гидроаккумулирующие электростанции, предназначенные для снятия пиковых нагрузок в потреблении, ПЭС - приливные, использующие энергию морских приливов; ГЭС производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют доволен-таки большую себестоимость постройки. Именно ГЭС позволили  советскому правительству в первые десятилетия советской власти совершить такой прорыв в промышленности.        

    Современные ГЭС позволяют производить до 7 Млн Квт   энергии, что   двое превышает показатели действующих в настоящее время ТЭС и АЭС, однако размещение ГЭС в европейской части России затруднено по причине дороговизны земли и невозможности затопления больших территорий в данном регионе. Построеные в западной и восточной сибири мощнейшие ГЭС несомненно нужны и это - важнейший ключ к развитию Западносибирского а также энергоснабжению Уралького экономических районов. Важным недостатком ГЭС является сезонность их работы, столь неудобная для промышленности. Крупнейшие российские ГРЭС:

1) Центральный район - Конаковская, Костромская (мощностью 3600 МВт);

2) Северный Кавказ - Новочеркасская;   3) Поволжье - Заинская;

4) Урал - Рефтинская (третья по мощности в Европе после Белхатув /Польша/ и Дракс /Великобритания/, мощностью 3800 МВт;), Ириклинская, Троицкая;

5) Западная Сибирь - Сургутская (работает на попутном газе), Назаровская;

6) Восточная Сибирь - Березовская, Харанорская, Гусиноозерская;

7) Дальний Восток - Нерюнгринская.

В рамках проекта Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса (КАТЭК) ведется строительство мощнейшей  ГРЭС  мощностью  6400 МВт.

Гидро-, гидроаккумулирующие и приливные электростанции. На электростанциях этого типа производится 18% всей российской электроэнергии (общемировой показатель - 20%, мировой лидер Норвегия - 95% электроэнергии на ГЭС).

Гидроэлектростанция преобразует энергию водного потока в электрическую. Важнейшая часть ГЭС - плотина, она задерживает воду в водохранилище и создает необходимый ее напор. Вода под напором вращает гидравлическую турбину, которая приводит в движение ротор гидрогенератора, вырабатывающего ток. Строительство ГЭС требует решения целого комплекса проблем (орошение земель, развитие водного транспорта и рыбного хозяйства, охрана окружающей среды), и лучшим решением является каскадный принцип строительства, когда ГЭС "нанизываются" на реку. Каскады ГЭС сооружены на Волге и Каме, на Иртыше, на Ангаре и Енисее, на мелких реках Карелии и Кольского полуострова, на притоках Амура, на Вилюе, на Свири. К крупным ГЭС относятся электростанции мощностью свыше 25 МВт.

ГЭС выгодно строить на горных реках с большим падением и расходом воды. Российские же ГЭС в большинстве своем равнинные, а следовательно, низконапор­ные и малоэффективные. В России действует несколько крупнейших ГЭС:

- каскад Волга - Кама (11 ГЭС - Самарская, Волгоградская, Саратовская, Камская );

- каскад Ангара - Енисей (Саяно-Шушенская мощностью 6400 МВт, Красноярская мощностью 6000 МВт, Усть-Илимская, Братская мощностью 4500 МВт, Иркутская); - Зейская (Зея) и Бурейская (Бурея) - на притоках Амура. Гидроэлектростанции могут  иметь  огромную мощность (самая мощная электростанция в мире Итайпу /Бразилия/ мощностью в  12600  МВт;

 - ГЭС), но они привязаны к конкретным географическим объектам.

Гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС) требуют постройки не одного, а двух водохранилищ на разных уровнях. Они предназначены для снятия пиковых нагрузок и поэтому их целесообразно строить вблизи больших городов. В ночные часы, когда потребление электроэнергии падает, турбина играет роль насоса, перекачивающего воду из нижнего водохранилища в верхнее, а днем вода идет в обратном направлении. В России действует Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт.

Приливные электростанции (ПЭС) имеют похожий принцип действия, только строятся они на берегах морей и океанов. Залив моря перегораживается плотиной, и во время прилива в таком искусственном водохранилище "запирается" вода. Во время отлива в море создается перепад, достаточный для вращения турбин ПЭС. Сейчас действует всего две приливные станции (на Кольском полуострове и на Охотском море.

- геотермальные - ГТЭС (используют внутреннее тепло Земли);

- гелиоэнергостанции (используют энергию солнечного излучения) и ветровые электростанции в настоящее время не представлены.

Особо выделяются ГРЭС (государств. районные электростанции) - электро­станции мощностью свыше 2 млн кВт. ГРЭС дают более 70% всей электроэнергии России.

Крупнейшие российские ГРЭС:

1) Центральный район - Конаковская, Костромская (мощностью 3600 МВт)

2) Северный Кавказ - Новочеркасская;    3) Поволжье - Заинская;

4) Урал - Рефтинская (третья по мощности в Европе после Белхатув /Польша/ и Дракс /Великобритания/, мощностью 3800 МВт; [5. C.1606]), Ириклинская, Троицкая;  5) Западная Сибирь - Сургутская (работает на попутном газе), Назаров­ская;   

6) Восточная Сибирь - Березовская, Харанорская, Гусиноозерская;  7) Дальний Восток - Нерюнгринская.

В рамках проекта Канско-Ачинского топливно-энергетического комплекса (КАТЭК) ведется строительство мощнейшей  ГРЭС  мощностью  6400 МВт.

Атомные электростанции. Атомная электростанция преобразует в электрическую энергию энергию деления тяжелых или синтеза легких атомных ядер. На настоящий момент еще не существует множества АЭС с реакторами на быстрых нейтронах

АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормаль­ных условиях функционирования они обсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практичеки равную мощности средней ГЭС, однако коэффициэнт использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. 

  Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют. Однако нельзя не заметить опасность АЭС при возможных форс-мажорных обстоятельствах: землетрясениях, ураганах, и т. п. - здесь старые модели энергоблоков представляют потенциальную опасность радиационного заражения территорий из-за неконтролируемого перегрева реактора. Ядерная энергетика деления основана на выделении большого количества теплоты в ходе цепной реакции деления тяжелых ядер урана-235, которое идет с вылетом нейтронов-"осколков". Главным устройством АЭС является реактор, в котором находится ядерное горючее - природный уран, содержание 235-го изотопа в котором равно 0,7% и замедлитель нейтронов (легкая или тяжелая вода, графит, бериллий). В состав АЭС также входит защитная система, система циркуляции теплоносителя и преобразования энергии. Теплота, выделившаяся в результате ядерной реакции, нагревает до кипения воду, пар вращает турбину и т.д. (аналогично ТЭС). Огром­ным преимуществом АЭС является малые объемы топлива: 1 г урана при делении дает столько же теплоты, сколько выделяется при сгорании 2 т условного топлива.

АЭС премущественно строят там, где нет достаточной энергетической базы и топливо дорогое, а потребность в электроэнергии высока. Однако наряду с этими преимуществами АЭС имеет главный недостаток - она несет в себе постоянную и страшную угрозу окружающей среде. 26 апреля 1986 г. произошла одна из крупнейших катастроф в истории человечества - авария на Чернобыльской АЭС.

В России доля электроэнергии, вырабатываемой АЭС, составляет 12% (для сравнения: Франция 75%, Бельгия 61%, Республика Корея 54%, Германия 32%, США 18%). Действуют 11 АЭС: Обнинская (первая в мире), Кольская (1760 МВт), Петербургская (4000 МВт), Тверская, Смоленская, Курская (4000 МВт), Нововоро­нежская (2455 МВт), Балаковская, Димитровградская, Белоярская (900 МВт), Билибинская .

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

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

Нетрадиционные электростанции. К нетрадиционным электростанциям относят геотермальные, солнечные и ветровые.

ГеоТЭС  преобразует внутреннюю энергию перегретой воды или пара, выходящего из недр Земли, в электрическую по принципу, схожему с принципом работы ТЭС. ГеоТЭС строят в тех районах, где происходит заметная вулканическая деятельность, т.е. слой магмы находится близко к поверхности. В 1968 г. на Камчатке, в долине реки Паужетки, была сооружена первая и пока единственная российская ГеоТЭС мощностью 11 МВт. ГеоТЭС существуют во многих странах мира, самая мощная находится в Калифорнии, также представлены они в Мексике, Италии, Японии, Новой Зеландии, Исландии.

На гелиостанциях солнечная энергия преобразуется в электрическую. Солнечные лучи с помощью цилиндрической линзы, собираются в пучок, который нагревает трубку с теплоносителем, который нагревает воду, используемую потом на ТЭС. Мировой лидер в этой области - Франция, в бывшем СССР гелиостанция сущест­вует в Крыму.

Очень перспективной отраслью энергетики является создание ветровых электро­станций и их комплексов. Стоимость электроэнергии на ВЭС ниже, чем на любых других станциях. Преимуществом ВЭС также является ее абсолютная независи­мость о каких бы то ни было недвижимых объектов. Принцип работы ВЭС таков: ветряное колесо приводит в движение насос, который через водный резервуар связан с турбиной. Имеется проект создания сети ВЭС на Кольском полуострове общей мощностью 1000 МВт.

 

 4. Региональные особенности электроэнергетики

Единая энергосистема России имеет неоднородную сетевую структуру. В ее рамках лишь пять из семи  объединенных энергосистем (соответствующие основным территориально-экономическим районам - Северо-Запад, Средняя Волга, Урал, Северн. Кавказ) включены на параллельную работу с общей частотой электрического тока и обмениваются электроэнергией по линиям межсистемной связи высокого и сверхвысокого напряжения. Объединенная энергосистема (ОЭС) Дальнего Востока не имеет электрических связей с остальной частью ЕЭС, работает изолированно и лишь условно причисляется  к Единой энергосистеме, поскольку основные линии связи ОЭС Сибири с Европейской частью ЕЭС  после распада СССР остались на территории Казахстана. И в силу незначительных размеров существующих перетоков мощности между ОЭС Сибири и Европ. частью ЕЭС, ОЭС Сибири также может рассматриваться как изолированно работающая часть ЕЭС.

Отличительной особенностью Европейской части ЕЭС является ограниченная пропускная способность линий связей между ОЭС3), что является причиной  высокой степени энергетической независимости ОЭС друг от друга.

Так, например, отношение объема собственной генерации к собственному электро­потреблению для пяти ОЭС Европейской части ЕЭС находится в пределах от 1,22 (ОЭС Средней Волги) до 0,86 (ОЭС Северного Кавказа).  При этом для наиболее крупных ОЭС (Центр и Урал), на долю которых приходится около 70%  всего объема производства электроэнергии в Европейской части ЕЭС, это соотношение близко к единице.

Доля Европейской части ЕЭС и Урала превышает 70% всей установленной мощности электростанций и электропотребления в ЕЭС. Тепловые электростанции в этой части ЕЭС используют в основном природный газ, а также разные виды угля. В структуре электропотребления доля промышленности составляет от 24% (Северный Кавказ) до 62% (Урал), доля населения - от 11% (Урал) до 31% (Северный Кавказ).

Доля ОЭС Сибири составляет около 20% в общей установленной мощности и в электропотреблении ЕЭС и  характеризуется тем, что около 50% генерации составляют ГЭС. Определяющим топливом для тепловых электростанций является уголь, причем около 65% этих электростанций составляют ТЭЦ. Доля промышлен­ного электропотребления - 63%, причем примерно 2/3 потребления промышленно­сти приходится на цветную металлургию.  Доля населения превышает 13%.

Крупные электростанции (главным образом ГЭС) в Сибири строились с привязкой к ним крупных энергоемких потребителей. В суровых климатических условиях превалирование городского населения приводило к повсеместному сооружению привязанных к городам ТЭЦ. Вследствие размещения электростанций преимущест­венно в местах потребления электроэнергии, а также большой протяженности территории в широтном направлении при сравнительно низкой плотности населения основная электрическая сеть существенно менее развита по сравнению с европей­ской зоной и Уралом.

ОЭС Дальнего Востока составляет около 6% мощности электростанций и электро­потребления от общероссийских показателей. Она имеет несколько относительно крупных электростанций и слабую электрическую сеть при большой ее протяжен­ности. Около 3/4 электростанций являются тепловыми и работают на угле, причем около 85% электроэнергии производят ТЭЦ. В структуре электропотребления доля промышленности превышает 28%, транспорта составляет около 14%, населения - немногим более 26%, прочих непромышленных потребителей - 27%.

 

5. Экологическая безопасность энергетики

Для реализации политики экологической безопасности энергетики потребуется решение следующих основных задач:

• создание экологически чистых энерго- и ресурсосберегающих малоотходных и безотходных технологий, обеспечивающих рациональное производство и использование топливно-энергетических ресурсов, снижение выбросов (сбросов) загрязняющих веществ в окружающую среду, а также парниковых газов, сокраще­ние образования отходов производства;
• последовательное проведение специальных природоохранных мероприятий, строительство и реконструкция природоохранных объектов, в том числе по улавливанию и обезвреживанию вредных веществ из отходящих газов, очистке сточных вод; увеличение темпов рекультивации земель, загрязненных и нарушен­ных в процессе строительства и эксплуатации энергетических объектов, использование отходов производства в качестве вторичного сырья;
• экономическое стимулирование рационального использования попутного нефтяного газа, прекращения практики сжигания его в факелах (в первую очередь за счет создания экономически выгодных условий для переработки и использования );
• развитие экологически чистых технологий сжигания угля как условие реализации прогнозов роста его потребления электростанциями и другими промышленными объектами;
• улучшение качества угольного топлива (развитие обогащения, переработки, брикетирования и др.); увеличение объемов использования шахтного метана;
• увеличение производства высококачественных моторных топлив с улучшен­ными экологическими характеристиками, соответствующих европейским нормам, с соответствующим совершенствованием нормативной базы качества нефтепродуктов и уровней выброса загрязняющих веществ;
• разработка программы минимизации экологического ущерба от деятельности ГЭС;
• организация работ по сертификации природоохранных технологий и технических средств;
• организация обучения и подготовка специалистов в области природоохранной деятельности.

 

Заключение.

Электроэнергетика ‑ важнейшая инфраструктурная часть экономики, обес­печивающая производство электроэнергии; крупнейший потребитель топливных ресурсов с набольшими возможностями их взаимозамещения, играющий веду­щую роль в формировании топливно-энергетичсского баланса страны и регионов; сложнейшая техническая система с жесткими законами функционирования и высокой централизацией оперативно-диспетчерского управления процессами производства и передачи электроэнергии; а также – это большая экономическая система, объединяющая множество хозяйствен­ных субъектов различных форм собственности.

 Исходя из прогнозируемых объемов спроса на электроэнергию при высоких темпах развития экономики (оптимистический и благоприятный варианты), суммарное производство электроэнергии может возрасти по сравнению с 2000 г. более, чем в 1,2 раза к 2010 г. (до 1070 млрд.кВт.ч) и в 1,6 раза к 2020 г. (до 1365 млрд.кВт.ч). При пониженных темпах развития экономики (умеренный вариант) производство электроэнергии составит, соответственно, 1015 и 1215 млрд.кВт.ч..

Обеспечение этих уровней электропотребления требует решения ряда про­блем, которые носят системный характер: ограничения по межсистемным перето­кам мощности, старение основного энергетического оборудования, технологиче­ская отсталость, нерациональная структура топливного баланса и др.

 

Список использованной литературы

1. Баркан Я.Д. Эксплуатация электрических систем: Учеб. пособие для элек­троэнергет. спец. вузов. – М.: Высш. шк., 1990. – 304 с.

2. Берзин А. Проблемы ТЭК России/ http://www.promved.ru/ Промышленные ведомости. – 2006. – № 5.

3. Быстрицкий Г.Ф. Основы энергетики: Учебник. – М.: ИНФРА-М, 2006. – 278 с.

4. Газовая промышленность и электроэнергетика: меры регулирования и ре­формы (обзор ОЭСР) // Вопр. экономики. – 2002. – № 6. – С. 32–91.

5. Зингер Н.М., Белевич А.И. Развитие теплофикации в России // Электриче­ские станции. – 1999. – № 10. – С. 2–8.

6. Кузовкин А.И. Реформирование электроэнергетики и энергетическая безо­пасность. – М.: ОАО «Институт микроэкономики», 2006. – 389 с.

7. Раппопорт А.Н. Реструктуризация российской электроэнергетики: методо­логия, практика, инвестирование. – М.: ЗАО «Издательство «Экономика», 2005. – 213 с.

8. Энергетическая безопасность России /В.В. Бушуев, Н.И. Воропай, А.М. Мастепанов, Ю.К. Шафраник и др. – Новосибирск: Наука. Сибирская изда­тельская фирма РАН, 1998. – 302 с.

        9. Атлас по экономической географии для 9 класса

---

Понравилось? Нажмите на кнопочку ниже. Вам не сложно, а нам приятно).

---

Чтобы скачать бесплатно Контрольные работы на максимальной скорости, зарегистрируйтесь или авторизуйтесь на сайте.

Важно! Все представленные Контрольные работы для бесплатного скачивания предназначены для составления плана или основы собственных научных трудов.

---

Друзья! У вас есть уникальная возможность помочь таким же студентам как и вы! Если наш сайт помог вам найти нужную работу, то вы, безусловно, понимаете как добавленная вами работа может облегчить труд другим.

Добавить работу

---

Если Контрольная работа, по Вашему мнению, плохого качества, или эту работу Вы уже встречали, сообщите об этом нам.

---

Добавление отзыва к работе

Добавить отзыв могут только зарегистрированные пользователи.

---

Похожие работы

• Развитие и размещение гидроэнергетики России
• Развитие и размещение гидроэнергетики России
• Развитие и размещение гидроэнергетики России
• Гидроэнергетика, история гидроэнергетики в России, Российские гидроэлектростанции
• Развитие и размещение гидроэнергетики России