Нефти и газа по морским районам

Район	Потенциальные ресурсы	Доля ресурсов, %	Число открытых морских месторождений углеводородов
начальные	в том числе разведанные	нефть	газ
нефть+ конденсат, млн т	свободного газа, млрд м³	нефть+ конденсат, млн т	свободного газа, млрд м³
Всего шельф РФ В том числе по морям: - арктическим - дальневос- точным - каспийскому - азовско-черномор-скому - балтийскому		–		–	3,4 1,1 13,6 4,4 12,5 16,1	9,1 8,4 15,3 2,8 15,1 –

Самостоятельной проблемой освоения шельфа является и сохранение окружающей среды Мирового океана. Достаточно вспомнить последнюю крупнейшую аварию на буровой в Мексиканском заливе весной 2010 г.На долю угля в энергетическом балансе России приходится меньшая часть, чем на нефть и газ (табл. III.1), однако в последние годы наблюдается увеличение его добычи. В 2005 г. его было добыто 299,8 млн. т, а в 2008 г. уже 328,9 млн. т. Однако из-за финансового кризиса в 2010 г. произошло сокращение его добычи на 5,1 %.

Сегодня эксперты уже считают уголь весьма перспективным источником энергии – нефти хватит лет на 40, газа – на 60 и более, а угля при нынешнем уровне потребления хватит примерно на 270 лет. Тонна энергетических углей стоит в среднем пять долларов на внутреннем рынке, 30 – на мировом. По оценкам рабочей группы по углю комитета по энергетике ЕЭК ООН, уголь обеспечивает примерно 27 % мирового производства энергии. Еще выше значение угля в электроэнергетике. С использованием угля в мире производится примерно 44 % всей электроэнергии, в том числе в странах Европы – 42 %.

Как самостоятельные виды полезных ископаемых законом устанавливаются виды угля: антрацит; уголь коксующийся; уголь бурый; уголь, за исключением антрацита, угля коксующегося и угля бурого. Налоговая база по этим видам полезных ископаемых в перспективе будет определяться как количество добытого сырья в натуральном выражении. Для каждого вида углей предполагается устанавливать ставки налога за 1 тонну: 47 руб. – для антрацита; 57 руб. – для коксующегося; 11 руб. – для бурого; 24 руб. – для угля, за исключением антрацита, коксующегося и бурого. Налоговые ставки предполагается умножать на устанавливаемые по каждому виду угля коэффициенты-дефляторы. Эти коэффициенты учитывают изменение угольных цен в России и устанавливаются ежеквартально.

По имеющейся официальной информации Китай готов увелчить импорт угля из России до 20 млн т в год. По итогам 2010 г. экспорт угля из России в КНР превысил 10 млн т. При этом экспорт угля из России в направлении КНР ограничен недостаточно развитой инфраструктурой.

Из 312,1 млн т добытого угля за 2010 г.приходилось на:

- каменный уголь – 237,994 млн т (на 4,84 % больше чем за 2009 г.);

- коксующийся – 664,07 млн т (на 10,58 % больше чем за 2009 г.).

Концентрата каменного угля было произведено в 2010 г. 78,811 млн т, что на 4,16 % больше чем в предыдущем году.

По данным ГП «ЦДЦ ТЭК» Минэнерго РФ, в 2010 г. добыто угля в: Канско-Аченском угольном бассейне на 10 % по сравнению с 2009 г.; Кузнецком – на 2 % больше; Печерском – на 14,6 % больше. В Донецком угольном бассейне снизилась добыча на 4,7 %.

На внутренний рынок в 2010 г. (по оперативной информации «ЦДЦ ТЭК») поставлено 197,5 млн т угля (107,3 % к 2009 г.), в том числе на электростанции 95,9 млн т (108,3 %), на нужды коксования 38,6 млн т (102,9 %), для обеспечения населения, коммунально-бытовых нужд и АПК – 24,6 млн т (99,6 %).

Приведенные статистические данные по углям, свидетельствуют о имеющейся перспективе угля в энергетическом балансе России.

В заключение по углеводородным ресурсам отметим, что по оценкам доктора технических наук С. Циреля, достоверно разведанных запасов нефти в России всего лишь в 15 - 20 раз превосходят ее годовую добычу. Для сравнения: страны, рассчитывающие на длительный доход от продажи полезных ископаемых, обладают разведанными запасами, в 50 - 100 раз превосходящими годовую добычу. Например, у Кувейта – 110 объемов добычи, у Саудовской Аравии – 80, у Канады – 180.

Глава III.2. Электроэнергетика

III.2.1. Генерирующие станции

Тепловые электростанции

В общем балансе электроэнергетики России выработка электроэнергии на тепловых станциях составляет около 68 %. Применяют два типа тепловых станций: конденсаторные и теплофикационные; последние называют также теплоцентралями (ТЭЦ).

Конденсаторные электростанции, будучи основным видом мощных электростанций, представляют в основном паротурбинные электростанции, вырабатывающие только электрическую энергию.

Теплоэлектроцентрали вырабатывают и отпускают потребителю тепловую и электрическую энергию одновременно.

Основными частями тепловой электростанции являются паротурбинная, газотурбинная или комбинированная парогазотурбинная установка и электромагнитный генератор тока. Установка преобразует энергию, получаемую при сжигании топлива, в механическую энергию вращения ротора турбины установки. Генератор тока использует эту энергию для получения электрической энергии.

В качестве основных узлов силовых установок служат паровые, газовые или комбинированные парогазовые турбины, вращение ротора которых происходит под действием струи водяного пара или газа, образующегося при сгорании топлива.

При сжигании топлива образуются факел и нагретый дымовой газ, используемые для подогрева воды и получения пара. Современные паровые котлы обладают высоким коэффициентом полезного действия (до 95 %), паропроизводительностью до 4000 т/ч и вырабатывают пар с давлением до 30 МПа и температурой до 650^οС.

Паротурбинные установки установлены более чем в 90 % действующих в России электростанций. Коэффициент полезного действия таких установок достигает 40 %.

В комбинированных парогазотурбинных установках одновременно работают паровые и газовые турбины. В этом случае отработанный в газовой турбине газ используется для подогрева воды или получения пара низкого давления в котле паровой турбины. Коэффициент полезного действия таких установок от 55 до 60 %, газотурбинных установок – 35 %.

Для повышения экономичности энергоемких турбин используют многоступенчатые турбины. В таких многоступенчатых станциях преобразование тепловой и механической энергии рабочего тела (пара, газа) в энергию вращения ротора турбины осуществляется не в одной, а в ряде последовательно расположенных ступеней: отработанный в первой ступени пар или газ направляется во вторую ступень, затем в третью и т. д.

Отработанный теплофикационными турбинами ТЭЦ пар или газ нагревает воду теплофикационных сетей, которая при помощи насосных станций обеспечивает теплом промышленные, коммунальные и другие объекты.

Для устранения перегрева установленного оборудования (трансформаторов, турбин, компрессоров, насосов) используют воду. Снижение температуры воды систем охлаждения осуществляется в градирнях за счет интенсивного испарения воды в атмосферу при стекании ее по оросителю градирни.

В России суммарная мощность тепловых электростанций, работающих на природном газе (≈ 60 %), угле (≈ 30 %) и мазуте (≈ 10 %), достигает 4 ГВт.

Гидроэлектростанции

В балансе электроэнергии России электроэнергия гидроэлектростанций (ГЭС) составляет 17 %.

Данные электростанции являются мобильными энергетическими сооружениями, выгодно отличающимися от тепловых электростанций в отношении регулирования частоты тока, покрытия пиковых нагрузок и обеспечения аварийного резерва энергосистемы. В ГЭС для получения электрической энергии используется кинетическая энергия падающего потока воды, который вращает ротор (рабочее колесо) гидравлической турбины, а он, в свою очередь, – ротор электромашинного генератора тока. Для создания мощного турбулентного падающего потока воды ее уровень повышают и направляют на лопасти или направляющий аппарат гидравлической турбины. Повышение уровня воды осуществляется плотиной или деривационной системой станции. Деривационная система включает в себя:

- плотину; водоподъемник; отстойник; деривационный канал; бассейн суточного регулирования; напорный бассейн; турбинный водовод; распределительное устройство; здание ГЭС; водосброс; подъемные пути.

Гидравлические турбины по принципу действия подразделяют на активные (свободноструйные) и реактивные (напороструйные); по конструкции – на вертикальные и горизонтальные. В активной турбине вращение осуществляется напором струи воды, поступающей на лопасти турбины через сопло ротора. В реактивной турбине вращение ротора происходит за счет реактивной силы, действующей на ротор при вытекании из него струи воды, поступающей из направляющего аппарата.

Из активных турбин наиболее распространены ковшовые.

Реактивные турбины делятся по направлению потока на осевые и радиально-осевые. К реактивным турбинам одинарного регулирования относятся турбины, имеющие направляющий аппарат (либо рабочее колесо) с поворотными лопастями (лопатками); у гидравлических турбин двойного регулирования направляющий аппарат и рабочее колесо имеют поворотные лопасти. Диаметр ротора турбин достигает 10 м, мощность – 800 МВт.

По напору воды ГЭС делятся на высоконапорные (более 60 м), средненапорные (от 60 до 25 м) и низконапорные (до 25 м). На высоконапорных ГЭС устанавливают ковшовые или радиально-осевые турбины с металлическими спиральными камерами; на средненапорных – поворотно-лопастные и радиально-осевые турбины с железобетонными или металлическими спиральными камерами; в низконапорных – поворотно-лопастные турбины в бетонных или железобетонных спиральных камерах. Используются горизонтальные турбины в капсулах или в открытых камерах.

В России 99 ГЭС общей мощностью свыше 44 млн. кВт. Наиболее крупные гидростанции – волжские (2300 и 2530 МВт), Усть-Илимская (6400 МВт). В 2003 г. в Амурской области начала работать Бурейская ГЭС с проектной мощностью 2000 МВт.

Плотины ГЭС проверяются на запас прочности. Так, в частности, Саяно-Шушенская ГЭС позволяет пропускать 13 тыс. м³/с. По уточненным прогнозам и расчетам специалистов (на июнь 2011 г.), по окончании реконструкции напор воды после таяния снега составит около 4 - 5 м³/с.

Перспективно выглядит строительство малых ГЭС с напором от 5 до 20 м³/с для автономных потребителей в гористой местности. Мощность таких ГЭС оценивается в 10 - 200 кВт.

Атомные электростанции

В общем балансе электроэнергии России выработка электроэнергии на атомных электростанциях (АЭС) составляет 14,4 %, на Северо-Западе России – 40 %, в ее европейской части – 30 %.

С энерготехнологической точки зрения любая АЭС является аналогом обычной тепловой электростанции, использующей паровую турбину. Несмотря на сходство термодинамических схем атомных и тепловых энергоустановок, у них имеются существенные различия. Определяющими являются эколого-экономические преимущества АЭС: отсутствие потребности в кислороде, большая удельная теплота сгорания, значительные ресурсы и минимальные расходы на транспортировку и обращение ядерного горючего, отсутствие загрязнения окружающей среды токсичными дымом и газами.

При соблюдении правил безопасного производства электрической энергии на АЭС их реальное воздействие на окружающую среду незначительно: при индексе ущерба от использования твердого и жидкого сернистого топлива в единицу ущерб от использования природного газа равен 0,35, а ущерб от ядерного горючего приближается к нулю.

Экономические показатели АЭС почти не зависят от климатических и территориальных факторов.

На фоне ухудшающейся экологической безопасности, роста населения и истощения запасов углеродосодержащего сырья (нефти, угля, газа) за атомной энергетикой сохраняются большие перспективы.

В СССР первая АЭС была пущена в 1954 г. (г. Обнинск). Массовое развитие началось во второй половине 60-х гг. ХХ в. В настоящее время в мире действует АЭС общей мощностью более 300 млн. кВт. В России распространены АЭС конденсаторного типа.

Главная часть электростанции – ее энергетический реактор, в активной зоне которого осуществляется управляемая самоподдерживающаяся цепная реакция деления тяжелых ядер. Ядерное топливо находится в расположенных внутри активной зоны ТВЭЛах – тепловыводящих элементах, отдающих образующуюся в реакциях тепловую энергию теплоносителю, прокачивающемуся через активную зону и уносящему тепло. Большинство электростанций использует реакторы, работающие на тепловых нейтронах. Начинают применять реакторы на быстрых нейтронах. В качестве теплоносителя в реакторах на тепловых нейтронах используется вода, в реакторах на быстрых нейтронах – жидкий натрий, нагревающий через теплообменник воду паровой турбины. Система циркуляции воды образует теплообменные контуры, увеличение числа которых обеспечивает рост безопасности реактора.

В состав активной зоны входят замедлитель для уменьшения энергии быстрых нейтронов (в реакторах на быстрых нейтронах замедлитель отсутствует) и регулирующие стержни для изменения числа активных нейтронов путем их поглощения.

Влияние радиоактивного излучения на человека и природу является наиболее вредной, а иногда и неприемлемой особенностью ядерной энергетики. Результаты выполненных исследований, в том числе и под контролем Международного агентства по атомной энергии (МАГАТЭ), свидетельствуют о том, что при соблюдении правил безопасного производства электрической энергии на атомных электростанциях негативное влияние станции (рассчитанное на единицу электрической мощности) относительно невелико и во много раз меньше влияния тепловых электростанций.

Атомной энергетике отводится ведущая роль в развитии энергетики мира и России. Атомные станции помогают снизить парниковый эффект, связанный с работой тепловых электростанций, уменьшить потребление кислорода, нефти, угля и газа, значительно сэкономить расходы на транспортировку горючего. В России до 2020 г. предполагается увеличить общую мощность АЭС до 27 - 29 млн. кВт.

Передача и распределение

электрической энергии

Электрическая энергия передается с помощью специальных линий передачи – ЛЭП, работающих в основном на переменном токе. Для уменьшения потерь электрической энергии передача осуществляется при высоких напряжениях, достигающих 15000 кВ. Необходимость высоких напряжений диктуется законами Джоуля-Ленца и Ома, в соответствии с которыми количество теплоты, выделяющееся в линии электропередачи при прохождении через нее тока и определяющее потери электрической энергии, обратно пропорционально квадрату напряжения в линии и равно:

Q = I²R_л t = P² R_л t / U²,

где P = IU – мощность, передаваемая линией (I – ток, U – напряжение);

R_л – активное сопротивление линии.

Для передачи электроэнергии на большие расстояния используют открытые ЛЭП переменного трехфазного тока, позволяющие объединить электростанции в единую энергетическую систему (ЕЭС), обеспечивающую электроэнергией обширные территории России.

Выбор напряжения ЛЭП определяется передаваемой мощностью и расстоянием. Используются линии низкого (до 1 кВ), среднего (1 - 35 кВ), высокого (110 - 220 кВ), сверхвысокого (330 - 1000 кВ) и ультравысокого (1000 - 1500 кВ) напряжения.

Линии переменного тока обладают индуктивностью и электроемкостью, образующими реактивные токи и затрудняющими передачу электроэнергии на большие расстояния. В связи с этим в ЛЭП предусматривают их компенсацию.

Помимо ЛЭП переменного тока, существуют ЛЭП постоянного тока, в которых отсутствуют реактивные токи. Сложившаяся практика применения переменного тока делает сегодня экономически неоправданным применение ЛЭП постоянного тока.

Распределение энергии непосредственно потребителям производится электрическими подстанциями, имеющими в своем составе понижающие трансформаторы, на сравнительно низком напряжении. Линии передачи и подстанции образуют электрические сети.

Альтернативные источники энергии

В России, где вне системы централизованного энергоснабжения проживает около 20 млн. человек, альтернативные источники энергии являются широко востребованными. В настоящее время электроснабжение регионов с внецентрализованным электроснабжением осуществляется в основном бензиновыми и дизельными установками.

Ветроэнергетические установки. Наряду с использованием потока воды для получения электрической, механической и других видов энергии также используется воздушный поток (ветер). Около 25 % солнечной радиации, достигающей нижних слоев атмосферы, превращается в кинетическую энергию ветра. По прогнозам специалистов, доля ветроэнергетики в мире к 2020 г. достигнет 10 %.

Ветродвигатель с помощью специальных лопастей преобразует кинетическую энергию воздушного потока в механическую вращения его двигателя, используемую в различных ветроэнергетических установках (насосных, водоопреснительных и др.). Особенностью ветроэнергетических установок является непостоянство их мощности, которая пропорциональна третьей степени скорости ветра.

Ветроэнергетические станции широко используются в США (комплекс в Калифорнии мощностью 10000 МВт), Германии (мощностью 3 МВт), Дании и в ряде других стран.

В России в настоящее время действует около 1500 ветроагрегатов. Общая установленная мощность сетевых ветроагрегатов 12,7 МВт. Для различных регионов России годовая выработка электроэнергии может составлять от 100 до 200 кВт/м². Установленные единичные агрегаты имеют мощность:

- в Воркуте – 1500 кВт;

- Калмыкии – 1000 кВт;

- Калининградской области – 600 кВт;

- Ростове – 300 кВт.

Основным барьером для расширения масштабов использования альтернативных источников энергии, ветроэнергетики в частности, является их большая капиталоемкость.

Геотермальные источники. Геотермальные источники используют для теплофикации и получения электрической энергии в Гренландии, Исландии, Индонезии, Италии, Новой Зеландии, Македонии, Мексике, России, Сальвадоре, США, Чили, Японии и Филиппинах. Мощность электростанций, турбины которых используют пар геотермальных источников, составляет: в США – 2700 МВт, Мексике – 600 МВт, Македонии – 220 МВт, Германии – 20 МВт, России – 20 МВт. Суммарная установленная мощность станций в мире оценивается в 6000 МВт.

Температура геотермальных пароводяных источников составляет 200 - 300° С; их применение особенно эффективно там, где они близко подходят к поверхности Земли (в Исландии глубина скважин максимальна и достигает 2000 м). К недостаткам этого вида энергии относят низкие парметры пара, снижающие его экономичность.

В России на Камчатке с 1967 г. действуют Паратунская и Паужетская геотермальные электростанции (ГеоТЭС). Мощность первой станции 11,5 МВт. На Камчатке и Сахалине готовят к вводу и другие ГеоТЭС. Строительство станций осуществляется на основе модульных блоков мощностью 4 - 20 МВт полной заводской готовности (Калужский турбинный завод).

По приблизительным прогнозам, запасы термальных вод в России обеспечат их расход до 20 млн. м³ воды в сутки. Этот резерв нетрадиционного геотермального топлива в состоянии заменить 150 млн. т природного топлива.

Биоэнергетические установки. Особое место принадлежит различным биоэнергетическим установкам, предназначенным для переработки методом метанового сбраживания (без доступа воздуха) органических отходов сельского хозяйства (помета, навоза, биомассы зерновых и масличных культур и т. д.) и пищевых отходов. В результате переработки образуются два полезных продукта: горючий газ (биогаз – смесь метана – до 70 %, и углекислого газа – до 30 %) и органическое удобрение. Получаемые органические удобрения концентрированные и экологически чистые. Они угнетают всхожесть семян сорняков. Их можно использовать на любых почвах и под любые культуры. Биогаз может быть использован для получения тепловой и (или) электрической энергии. В последнем случае биоэнергетическая установка полностью энергонезависима, так как потребление энергии от внешних источников отсутствует. На собственные нужды установка потребляет не более 30 % вырабатываемого биогаза. В Нижегородской области успешно эксплуатируется опытная биоэнергетическая установка.

Различные альтернативные источники энергии целесообразно применять в местах удаленных от линий электропередач (ЛЭП), в частности, при проведении геологоразведочных работ. В качестве локальных комплексных энергоисточников могут с успехом использоваться стандартные дизельные электростанции соответствующей мощности (50 - 100 кВт) с кузовами закрытого типа на колесном или санном основании, доукомплектованные воздушным утилизатором тепла (ТО-1) для обогрева помещения буровой и утилизатором остаточной теплоты выхлопных газов для обогрева бурового раствора. В принципе такая комплексная энергоустановка для выработки электрической и тепловой энергии, прошедшая испытания в экстремальных условиях Севера, позволяет полностью покрыть энергетические потребности технологических потребителей и обеспечить комфортные условия труда при суммарном коэффициенте полезного действия энергоисточника 0,7 - 0,8. В благоприятных природных условиях с точки зрения использования возобновляемых энергоресурсов (ветра, солнца) подобного рода энергоустановка может быть конструктивно просто дооснащена соответствующими приставками в виде солнечных батарей на крышах и небольших ветроагрегатов (ВИЭ) с комплектом аккумуляторных батарей. Использование ВИЭ позволяет применять их при снижении нагрузок, повысить эффективность энергоисточника и существенно снизить расход энергии.

Применение такого индивидуального энергоисточника в сочетании с буровой установкой можно рассматривать как единый энерготехнологический комплекс бурения (ЭТКБ), позволяющий на любой стадии разведочных работ осуществлять технологические операции с минимальными суммарными энергетическими затратами, всесезонно и в любых регионах страны (рис. III.2).

Рис. III.2. Схема энерготехнологического комплекса бурения

Б – буровая установка; D – дизельная установка;

– направление движения воздушного потока;

– направление движения выхлопных газов;

1 – генератор; 2 – дизель; 3 – осевой вентилятор;

4 – утилизатор тепла с воздушным теплоносителем для обогрева здания буровой установки;

5 – вентиляционные прорезные трубы;

6 – утилизатор зумпфа для подогрева промывочной жидкости;

7 – аккумуляторная батарея; 8 – щит управления; 9 – ветроагрегат;

10 – блок солнечных батарей

Освоение ЭТКБ позволяет:

- сохраняя маневренность, практически отказаться в большинстве случаев от самоходных установок на базе ДВС, а это означает повсеместное использование в бурении высокоэффективного ЧРЭП,

обеспечивающего максимальный уровень производительности и автоматизации, всесезонную работу с обеспечением необходимой комфортности условий труда, исключение задалживания большого количества транспортных средств, поскольку передислокация ЭТКБ может производиться совместно с буровой единым на всю разведываемую площадь транспортным средством (тягачом);

- обеспечить комплексное энерго- и теплоснабжение при максимальном КПД энергоустановки, т. е. с минимальными потерями энергии;

- исключить необходимость замены системы электроснабжения при смене стадийности производства разведочных работ, т. е. исключить необходимость энерго-технологического переоснащения, связанного с дальнейшими материальными затратами;

- сократить при выборе число возможных вариантов электроснабжения технологических потребителей, поскольку системы со стационарными и полустационарными электростанциями являются неконкурентоспособными из-за сложности утилизации тепла при передвижном характере работ и стационарном энергоисточнике;

- использовать вырабатываемую электроэнергию на обогрев, поскольку КПД энергоустановки в данном случае является высоким;

- существенно снизить значения уровней предельных расстояний, т. е. экономически обоснованных расстояний присоединения к региональным ЛЭП.

Общая характеристика

электроэнергетики стран СНГ

В настоящее время электроэнергетика стран Содружества Независимых государств (СНГ) объединяет энергосистемы 12-ти независимых государств: Азербайджана, Армении, Беларуси, Грузии, Казахстана, Кыргызстана, Молдовы, России, Узбекистана, Украины, Таджикистана и Туркмении, ранее входивших в Единую электроэнергетическую систему (ЕЭС) СССР.

Установленная мощность электростанций СНГ свыше 330 тыс. МВт. В структуре электростанций государств Содружества преобладают ТЭС (69 %). Доля ГЭС и АЭС существенно ниже: 20 и 11 % соответственно. В конце 2007 г. Беларусь объявила о намерении строительства АЭС. Тепловые электростанции на 56 % используют газ, на 29 % – уголь, на 15 % – мазут. Производство электроэнергии составляет 1312 млрд. кВт·ч. (табл. III.4).

Выработка электроэнергии альтернативными электростанциями в настоящее время не превышает 0,3 % и осуществляется за счет солнечной энергии и геотермальных вод.

Электроэнергетика государств Содружества базируется на потенциале, созданном в СССР. Энергетические системы СНГ охватывают территорию общей площадью более 10 млн. км², что значительно превышает территорию действия энергосистем стран Западной и Центральной Европы.

Т а б л и ц а III.4

Дата добавления: 2021-01-26; просмотров: 146;