Просмтор этого файла доступен только зарегистрированным пользователям. Но у нас супер быстрая регистрация: достаточно только электронной почты!

Текст из файла (страница 2)

Электроэнергия производится на электростанциях разного типа, которые отличаются технико-экономическими показателями и факторами размещения.[40]

Тепловые электростанции (ТЭС). 75 % энергии, производится в России именно на таких станциях. Работают на разных видах топлива, строятся как в районах добычи сырья, так и у потребителя. Наибольшее распространение в стране получили ГРЭС — государственные районные электростанции, обслуживающие огромные территории. Другой вид ТЭС — теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), на которых помимо энергии вырабатывается тепло (горячая вода и пар). ТЭЦ строятся в крупных городах, поскольку передача тепла возможна только на небольшие расстояния.

Гидроэлектростанции (ГЭС). Занимают 2 место в России по производству электроэнергии. Наша страна обладает большим гидроэнергетическим потенциалом, большая часть которого сосредоточенна в Восточной Сибири и на Дальнем Востоке. У ГЭС много достоинств: низкая себестоимость, высокая мощность, использование возобновимого вида энергетических ресурсов.

На крупнейших реках: Волге, Енисее, Ангаре — построены каскады ГЭС.

Атомные электростанции (АЭС). Очень эффективны, так как 1 кг. ядерного топлива заменяет 3000 кг. угля. Построены в районах, где потребляется много электроэнергии, а других энергоресурсов не хватает. В России работает 9 крупных АЭС: Курская, Смоленская, и тд.

Станции разных типов объединены линиями электропередач (ЛЭП) в Единую энергосистему страны, позволяющую рационально использовать их мощности, снабжать потребителей.[11]

Станции всех типов оказывают значительное воздействие на окружающую среду. ТЭС загрязняют воздух, шлаки станций, работающих на угле, занимают огромные площади. Водохранилища равнинных ГЭС заливают плодородные пойменные земли, приводят к заболачиванию земель. АЭС меньше всего воздействуют на природу при условии правильного строительства и эксплуатации. Важными проблемами, возникающими в ходе работы АЭС, являются обеспечение радиационной безопасности, а также хранение и утилизация радиоактивных отходов.

Будущее за использованием нетрадиционных источников энергии — ветровой, энергии приливов, Солнца и внутренней энергии Земли. В нашей стране действует всего две приливные станции (в Охотском море и на Кольском полуострове) и одна геотермальная на Камчатке.

Топливно-энергетический комплекс является важнейшей структур составляющей экономики России, он производит более четверти промышленной продукции России, оказывает существенное влияние на формирование бюджета страны, обеспечивает более половины ее экспортного потенциала. Россия полностью обеспечивает себя топливно-энергетическими ресурсами и считается крупным экспортером топлива и энергии среди стран мира. Включает нефтяную, газовую, угольную, сланцевую, торфяную промышленность и электроэнергетику, серьезной проблемой топливно-энергетического комплекса является, обострившейся в стране финансовый кризис и связанные с ним неплатежи за топливо и энергию, продолжается спад производства [9].

1.3 Перспективы развития электроэнергетики

Топливно-энергетический комплекс на сегодняшний день является основой экономики государства, обеспечивая как текущую жизнедеятельность и развитие страны, так и значительную часть поступлений в бюджет России. В этой связи модернизация ТЭК, привлечение в него новых технологий, снижение себестоимости товаров и услуг, обеспечение растущих внутренних потребностей, диверсификация направлений поставок энергоресурсов являются одними из главных приоритетов деятельности Министерства энергетики Российской Федерации. [12]

На 1 января 2013 года общая установленная мощность энергосистемы Российской Федерации составила 218 145,8 МВт, увеличившись по сравнению с прошлым годом на 4817,3 МВт за счет строительства новых энергообъектов и модернизации действующих мощностей. На долю тепловых электростанций приходилось около 68,4%, гидравлических – 20,4%, атомных – около 11% энергетического потенциала. Годовой объем производства электроэнергии в стране в 2011 году составил 1019,4 млрд.кВт·ч, объем потребления за тот же период составил 1000,1 млрд. кВт·ч. Около 70% в структуре потребления электроэнергии занимают промышленные потребители, более 20% – бытовой сектор. Объем производства тепловой энергии составил 67,500 млн. Гкал. Более 90% производственного потенциала электроэнергетики России объединено в Единую энергетическую систему (ЕЭС), которая охватывает всю населенную территорию страны от западных границ до Дальнего Востока и является одной из крупнейших в мире централизованно управляемых энергосистем. Для изолированных энергосистем характерны ограничения системных связей с другими территориями, из которых возможны межрегиональные перетоки электроэнергии. Основу системообразующих сетей Единой энергетической системы России составляют линии электропередачи класса напряжения 220 кВ и выше.[25]

Сегодня электроэнергетика России вступила в новый этап своего развития, характеризующийся новой структурой управления, более совершенными правилами функционирования рынков электроэнергии и мощности, масштабным внедрением инновационных технологий. Началась реализация проектов, направленных на повышение энергоэффективности и надежности функционирования отрасли. В то же время техническое состояние основного оборудования пока не отвечает потребностям сегодняшнего дня. Так, значительная часть генерирующего оборудования электростанций выработала установленный ресурс и должна быть заменена в ближайшие 20 лет. [13]

Высокая степень изношенности генерирующего оборудования электростанций ведет к снижению надежности и эффективности его работы. Текущий уровень износа электросетевого оборудования в среднем составляет 30 лет и более; 50% сетевого комплекса выработало нормативный срок эксплуатации. Высокая степень изношенности электросетевого оборудования также не способствует надежности энергоснабжения потребителей и энергоэффективности (потери электроэнергии в ЕНЭС России составляют 5%, в мире – 3,7%; в распределительных сетях России – 8,68%). Развитие генерирующего комплекса. В настоящее время Минэнерго России, компании предпринимают активные действия по ликвидации негативных тенденций в энергетике и развитию отрасли. За счет применения механизмов договора о предоставлении мощности, перехода на более прогрессивную модель тарифообразования идет активное строительство и реконструкция действующих объектов.[35]

В соответствии со Схемой и программой развития Единой энергетической системы России на 2012–2017 гг вводы нового генерирующего оборудования электростанций ЕЭС России в 2012–2017 годах предусматриваются в объеме 50,05 млн кВт, в том числе на АЭС – 9,88 млн кВт, на ГЭС – 4,09 млн кВт, на ГАЭС – 0,98 млн кВт, на ТЭС – 34,44 млн кВт и на ВИЭ – 0,66 млн кВт. Наиболее значительный объем вводов генерирующих объектов и оборудования до 2017 года планируется в ОЭС Центра (9,48 млн кВт) и в ОЭС Урала (13,54 млн кВт). Вводы мощности на ГЭС ЕЭС России в 2011–2017 годах предусматриваются в объеме 4,09 млн кВт. [14]

В связи с планируемым развитием атомной энергетики и, как следствие, увеличением потребности в маневренной мощности в европейской части России в 2011–2017 годах предусматривается строительство Загорской ГАЭС-2 в энергосистеме Москвы и Московской области ОЭС Центра (420 МВт в 2012 году, 210 МВт в 2013 году и 210 МВт в 2014 году) и Зеленчукской ГЭС-ГАЭС в энергосистеме Карачаево-Черкесской Республики ОЭС Юга (140 МВт в 2013 году). Наибольший объем вводов ГЭС намечается в ОЭС Сибири, где планируется завершение строительства Богучанской ГЭС (6 × 333 МВт в 2013 году и 3 × 333 МВт в 2013 году, с достижением проектной установленной мощности 3000 МВт в 2013 году).[10]

Приоритетным направлением технической политики в электроэнергетике России является применение парогазовых технологий при техническом перевооружении существующих и строительстве новых электростанций, а также создание оборудования, работающего на угле, с критическими параметрами острого пара. Развитие возобновляемых источников энергии предусматривается в основном за счет строительства ветровых электростанций: с высокой вероятностью реализации – Дальневосточной ВЭС на о-ве Русском (23 МВт) в ОЭС Востока и прочих вводов – ветропарка “Нижняя Волга” (500 МВт) в ОЭС Юга. Также планируется строительство приливной Северной ПЭС (12 МВт) в ОЭС Северо-Запада и малых ГЭС в ОЭС Юга (суммарной мощностью 50,4 МВт до 2017 года) и в ОЭС Сибири (24 МВт).При реализации запланированной программы развития генерирующих мощностей в полном объеме установленная мощность электростанций ЕЭС России возрастет к 2017 году на 37 млн кВт (16,7%) и составит 258,6 млн кВт.[29]

Развитие магистрального и распределительного электросетевого комплекса Электрические сети, существующие в настоящее время на территории Российской Федерации, в основном обеспечивают условия для поставки и получения мощности и электрической энергии субъектами электроэнергетики и потребителями электрической энергии. Вместе с тем в электрических сетях остаются нерешенные проблемы, которые снижают техническую и экономическую эффективность функционирования ЕЭС России и приводят к следующему: – ограничениям передачи мощности в межсистемных сечениях; – ограничениям выдачи мощности электростанций; – проблемам с обеспечением требуемой степени надежности выдачи мощности электростанций и электроснабжения потребителей; – проблемам с регулированием и поддержанием в нормируемых пределах уровней напряжения. [5]

Перечень объектов электросетевого хозяйства, намечаемых к вводу в 2012–2017 годах, сформирован на основании анализа информации о передаче мощности из избыточных регионов в дефицитные, обеспечению энергосистем необходимыми резервами мощности, выбору оптимальных режимов работы электростанций, обеспечению надежной устойчивой работы межсистемных электрических связей, а также рекомендаций и предложений ОАО “СО ЕЭС” и ОАО “ФСК ЕЭС”. В 2012–2017 годах намечается сооружение основных объектов электросетевого хозяйства, обеспечивающих:

• выдачу мощности новых энергоблоков и гидроагрегатов АЭС, ТЭС ГЭС;

• усиление основной электрической сети в ОЭС Центра, ОЭС Юга, ОЭС Средней Волги, ОЭС Урала, ОЭС Сибири и ОЭС Востока;

• развитие межсистемных связей.

Отдельно нужно сказать, что для выдачи мощности второго энергоблока Ленинградской АЭС-2 впервые в России предусматривается сооружение передачи постоянного тока напряжением ± 300 кВ ЛАЭС-2 – Выборг пропускной способностью 1000 МВт. Сооружение этой электропередачи позволит также повысить надежность электроснабжения потребителей Санкт-Петербурга и северо-западного района Ленинградской области. Электрическая сеть 330 кВ будет продолжать выполнять системообразующие функции и обеспечивать выдачу мощности крупных электростанций в западной части ОЭС Центра, в ОЭС Северо-Запада и ОЭС Юга. [17]

Основные тенденции в развитии электрических сетей 220 кВ будут состоять в усилении распределительных функций и обеспечении выдачи мощности электростанций. В изолированных энергосистемах Дальнего Востока, а так же энергосистемах Архангельской области и Республики Коми электрические сети 220 кВ будут выступать в качестве основной электрической сети. Модернизация действующих мощностей по поручению Правительства Российской Федерации Минэнерго России совместно с ОАО “Энергетический институт имени Г.М. Кржижановского, а также в соавторстве с другими научно-исследовательскими институтами в области энергетики и экономики разрабатывает комплексную программу модернизации электроэнергетики до 2020 года. Программа предусматривает кардинальное обновление электроэнергетики на базе отечественного и мирового опыта, преодоление нарастающего технологического отставания, морального и физического старения основных фондов, повышение надежности энергоснабжения и энергетической безопасности страны и на этой основе – снижение темпов роста тарифов на электрическую и тепловую энергию. [14]

На предприятия энергетического машиностроения возложена задача обеспечения объектов энергетики надежным, высокотехнологичным, энергоэффективным оборудованием. Основные направления программы охватывают различные сферы энергетической отрасли, например такие как: “Модернизация тепловых электростанций на период до 2020 года”, “Модернизация гидроэнергетического комплекса на период до 2020 года”, “Модернизация атомных электростанций на период до 2020 года”, “Развитие возобновляемых источников энергии на период до 2020 года”, “Модернизация электросетевого комплекса на период до 2020 года”, “Разработка и освоение инновационных технологий и оборудования для модернизации электроэнергетики”. В программу модернизации заложен принцип унификации и типизации, в том числе унификации мощностного ряда оборудования, технологических решений и комплектации, типизация проектных решений. Основными типовыми решениями по модернизации газовых и угольных ТЭС являются унификация мощностного ряда ПГУ с использованием ГТУ мощностью 60–80, 100–130, 150–180, 270–300 МВт.[17]

Для угольных энергоблоков это 225, 330, 660 МВт. Внедрение унифицированного ряда приведет к повышению серийности и снижению себестоимости оборудования. Реализация программы модернизации позволит кардинально улучшить технико-экономические показатели отрасли как в части потерь электроэнергии (в ЕНЭС до 3,5%, в РКС до 6,5% к 2020 году), так и показателей расхода топлива (снижение удельного расхода условного топлива на отпуск электроэнергии от ТЭС до 300 г/кВт·ч к 2020 году). В программе отражены мероприятия по внедрению инновационных технологий в соответствии с разработанными программами инновационного развития энергокомпаний с государственным участием, направленные на достижение эффективных экономических показателей работы субъектов электроэнергетики.

Кроме того, под руководством Минэнерго России создан Центр инновационных энергетических технологий, который стал одним из ключевых элементов системы управления инновационным развитием отрасли. На его базе будет сконцентрирован полный комплекс научно-технических, организационных и аналитических функций, необходимых для эффективного решения системных, научно-производственных и управленческих проблем инновационного развития российской энергетики. [3]

Российские энергокомпании активно взаимодействуют с крупными иностранными поставщиками высокоэффективного оборудования. Создаются совместные предприятия с локализацией производства на территории России. Например, ОАО “ИНТЕР РАО ЕЭС” открыло совместное с корпорацией General Electric предприятие по производству газовых турбинных установок в Рыбинске, ОАО “ФСК ЕЭС” и Hyundai Heavy Industries – завод по производству КРУЭ во Владивостоке. ОАО “РусГидро” подписаны соглашения с компаниями Voith Hygro GmbH&Co” и Alstom, в рамках которых планируется проработать вопрос локализации производства. [20]

2 ОЦЕНКА ПРОИЗВОДСТВЕННО-ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ДЕЯТЕЛЬНОСТИ АО «ДГК»

2.1 Общие сведения о работе АО «ДГК»

«Дальневосточнаяjгенерирующаяuкомпания» - одна из самых больших территориальных генерирующих компаний России и крупнейший участник энергетического рынка Дальнего Востока. hСложные технологическиеm процессы, специализированное энергетическое оборудование, высокий уровень организации производства, квалифицированный ответственный персонал – dблагодаря этому обеспечивается бесперебойное yснабжение потребителей тепловой и электрической энергии, независимо от природных и рыночных катаклизмов.

Акционерноеbобщество «Дальневосточная генерирующая компания» («ДГК») зарегистрировано 19 декабря 2005 года в г. Нерюнгри. Операционную деятельность АО «ДГК» начало с 01 январяg2007 года.

АО «ДГК» образовано в результатеiреформирования энергокомпаний, входящих в объединенную энергосистему Дальнего Востока (OЭC Bостока). В состав АО «ДГК» вошли электростанции «Амурэнергo», «Хабаровскэнергo», «Дальэнерго», ЗАО «ЛyTЭK» и Heрюнгринcкая ГРЭC (Южная Якутия), а также магистральные тепловые сети.

Характеристики

Список файлов ВКР