Электроэнергетика и снижения себестоимости передачи электроэнергии

Конструкция любого реактора предусматривает надежную систему обеспечения безопасности: автоматическую остановку при нарушениях в работе основного оборудования; построение систем безопасности на трех уровнях, каждый из которых функционирует автономно, независимо от двух других; наличие герметичной оболочки, в которой расположено всё реакторное оборудование. Реакторная установка имеет способность к саморегуляции: при повышении температуры активной зоны автоматически снижается интенсивность цепной реакции.

В России действуют 10 АЭС, расположенных в 10 субъектах федерации, 8 из которых (включая Чукотский а. о.) -пограничне. Большинство АЭС размещены в городах, возникших при строительстве самих этих электростанций.  Для АЭС требуются источники воды (необходима для циркуляции в генерирующих турбинах, в реакторах ВВЭР- в качестве замедления реакций), поэтому электростанции расположены при природных или искусственных водотоках и водоемах.

Обладая многими достоинствами (дешевизна энергии, сравнительно небольшие затраты на строительство и универсальность размещения ), АЭС таят в себе большой разрушительный потенциал: крупная авария на АЭС способна вывести из хозяйственного использования тысячи квадратных километров территории, нанести непоправимый вред здоровью многим людям. В то же время при правильном использовании и рациональном решении всех проблем утилизации отработанного ядерного топлива- АЭС наносят существенно меньший вред окружающей среде, нежели ТЭС и даже ГЭС. По сравнению с тепловыми электростанциями  АЭС требуют в тысячи раз меньше воздуха для разбавления выбросов до приемлемых концентраций, не выделяют серу, свинец и другие вредные вещества. Работа АЭС приводит к усилению парникового эффекта — следствия массового использования органического топлива (угля, нефти, газа).После периода застоя в развитии атомной энергетики, связанного сначала с чернобыльской катастрофой и мощной протестной волной общественных экологических движений, а затем с распадом Советского Союза и нехваткой средств, отрасль постепенно возрождается и начинает приобретать перспективы. В ближайшие годы планируется ввод в эксплуатацию новых энергоблоков на Курской, Балаковской, Волгодонской и Белоярской АЭС. Реанимированы проекты строительства Татарской, Башкирской и Южно-Уральской АЭС. На  базе Сибирского химического комбината в закрытом городе Северск Томской обл., уже имеющем ядерные реакторы, в 2012 г. предполагается начать строительство Сибирской АЭС с двумя реакторами ВВЭР-1000. Сроки эксплуатации самых старых из действующих энергоблоков, истекающие в 2000-х годах, после обследования их специалистами были продлены еще на 1 5 лет (до 201 6—201 7 гг. для третьего и четвертого энергоблоков Нововоронежской АЭС, до 2019— 2020 гг. для блоков Билибинской АТЭЦ и др.). В результате установленная мощность АЭС России в ближайшее время будет увеличиваться (до 3 1 тыс. МВт в 201 2 г.).

 

3.  Нетрадиционные источники энергии

В общую типологию  электростанций включаются электростанции, работающие на так называемых нетрадиционных источниках энергии. К ним относят:

1) энергию приливов и отливов ;

2) энергию малых рек ;

3) энергию ветра и Солнца ;

4) геотермию ;

5) энергию горючих отходов и выбросов ;

6) энергию вторичных  или сбросовых источников тепла и другие .

   Значимость  нетрадиционных источников энергии,  несмотря на то, что такие виды  электростанций занимают всего 0,07 % в производстве электроэнергии в России, будет возрастать. Этому будут способствовать следующие принципы :

- более низкая стоимость электроэнергии и тепла, получаемая от нетрадиционных источников энергии, чем на всех  других  источниках ;

- возможность практически во всех регионах страны иметь локальные электростанции, делающие независимость от их общий энергосистемы ;

- доступность и технически реализуемая плотность, мощность для полезного использования ;

- возобновляемость нетрадиционных источников энергии ;

- экономия или замена традиционных энергоресурсов и энергоносителей ;

- замена эксплуатируемых энергоносителей для перехода к экологически более чистым видам энергии ;

- повышение надежности существующих энергосистем .

  Каждый регион  практически располагает каким-  либо видом этой энергии и в ближайшей перспективе может внести существенный вклад в топливно- энергетический баланс России .

  Относительная  значимость введения некоторых  видов нетрадиционных возобновимых источников энергии в топливном балансе России и ее регионов на 2000-2010 гг, индекс приоритетности энергии.

В настоящее  время единственным представителем типа ЭС является Паужетская ГеоГЭС (геотермальная ГЭС) на Камчатке мощностью 11 мвт . Станция эксплуатируется с 1964 года и устарела как морально, так и физически . В настоящее время в стадии разработки находится технический проект ветроэнергетической электростанции мощностью в 1 мвт , на базе ветрового генератора мощностью 16 квт . В ближайшее время планируется пустить Мутновскую ГеоГЭС мощностью 200 мвт .

 

2. Анализ себестоимости передачи электроэнергии в УЭСХ

 

1.  Общая характеристика

Управление  электросетевого хозяйства (далее по тексту УЭСХ) имеет свою почти сорокалетнюю историю. Началась она в сентябре 1964 года с момента ввода в эксплуатацию первой дизельной электростанции мощностью 50 кВт. Затем в январе 1967 года был введен в работу первый энергопоезд мощностью 4000 кВт. По мере промышленного освоения Западной Сибири создавались нефтегазодобывающие управления, а на базе их – электроцеха, обслуживающие объекты нефтедобычи. В апреле 1974 года на базе электроцехов НГДУ «Сургутнефть», «Правдинскнефть» и «Юганснефть» создано Управление по эксплуатации электросетей «Сургутэнергонефть». В 1990 году часть управления вошла в состав НГДУ «Сургутнефть», которая стала именоваться Управлением электросетевого хозяйства НГДУ «Сургутнефть».

Реструктуризация  повлекла за собой изменения в организационной модели предприятия – бухгалтерия и отдел кадров переведены в состав НГДУ. Руководство УЭСХ утратило часть самостоятельности при решении вопросов о кадрах, закупке и использовании материально-технических ресурсов, отключении энергооборудования, планировании деятельности. Несомненно, новый статус УЭСХ как цеха или структурного подразделения положительно повлиял на слаженность работы всего НГДУ, так как взаимодействие УЭСХ и цехов нефтедобычи стало более взаимосвязанным и согласованным.

УЭСХ осуществляет обслуживание и ремонт энергетического  оборудования, непосредственно участвующего в процессе нефтедобычи, а также  энергетического оборудования, обслуживающего сторонних потребителей. География  работы УЭСХ очень обширна: Западно-Сургутское, Восточно-Сургутское, Восточно-Еловое, Яун-Лорское, Пильтанское и Тончинское месторождения, поселки Белый Яр и Солнечный, промзона г.Сургута. 

 

 

Организационная структура

 

Место управления электросетевого  хозяйства в общей структуре  НГДУ «Сургутнефть»

 

Главная функция УЭСХ – передача электроэнергии и энергоснабжение цехов нефтедобычи, а также сторонних потребителей. УЭСХ состоит из шести сетевых районов, обслуживающих непосредственно энергетическое оборудование и линии электропередачи цехов нефтедобычи; базы производственного обслуживания; сетевого района «Товарный парк», обслуживающего ЦППН НГДУ «Сургутнефть»; отделов (производственно-технический, административно-хозяйственный, охраны труда); групп (планово-экономическая, вычислительной техники, материально-технического снабжения) и служб (производственно-диспетчерская, сбыта электроэнергии, релейной защиты и автоматики, грозоизоляции).

Структурная схема УЭСХ НГДУ «Сургутнефть»

 

2.  Технико-экономические показатели УЭСХ.

Таблица 3. Технико-экономические показатели УЭСХ

Наименование  показателей	Ед.изм.	2004 год	2005 год	темп  роста, % (2005 к 2004)	2006 год	темп  роста, % (2006 к 2005)	абсол. рост, % (2006 к 2004)
Реализация  электроэнергии	тыс.кВт.ч.	730 838	787 825	107	870 211	110	119
Полная себестоимость на выполнение объема работ по энергоснабжению объектов	тыс.руб.	125 156	170 797	136	206 625	121	165
Полная себестоимость  услуг по передаче энергии	тыс.руб.	124 973	153 625,88	122	194 057	126	155
Затраты на передачу на 1 тыс.кВт.*ч.	руб.	171	195	114	22	114	130
Среднесписочная численность	чел.	268	271	101	275	101	102
Фонд заработной платы	тыс. руб.	52 528	54 288,18	103	55 648	102	105

 

Анализ технико-экономических  показателей.

• Из данных таблицы 3. видно, что реализация электроэнергии в 2005 году по сравнению с 2004 годом увеличилась на 7% (с 730 838 до 787 825 тыс. кВт.ч.) и в 2006 году по сравнению с 2005 увеличилась на 10% (с 787 825 до 870 211 тыс. кВт.ч.), а абсолютный прирост с уровня 2004 года до уровня 2006 года составил 19%. Объясняется это увеличением количество как собственных, так и сторонних потребителей электроэнергии.
• Полная себестоимость услуг по передаче энергии в 2005 году по сравнению с 2004 годом увеличилась на 22% (с 124 973 до 153 625 тыс. руб.), в 2006 году по сравнению с 2005 годом увеличилась на 26% (с 153 625 до 194 057 тыс. руб.), а абсолютный прирост с уровня 2004 года до уровня 2006 года составил 55%. Объясняется это увеличением стоимости работ по монтажу и демонтажу оборудования, ремонтных работ.

 

Данные о потреблении мощности и электрической энергии за 2004-2006 г.г.

по НГДУ «Сургутнефть» представлены в таблицах.

Таблица 4. Сравнительная характеристика потребления оплачиваемой мощности за 2004-2006 г.г. по НГДУ "СН"
год	Ед.изм.	НГДУ "СН"	Предприятия ОАО "СНГ"	Сторонние предприятия	Реализовано гр.2 и гр.3	Итого гр.1 и гр.4
А	Б	1	2	3	4	5
2004 год	кВт	517 976	153 283	68 758	222 041	740 017
	%	70,00	20,7	9,3	30,0	100
2005 год	кВт	646 541	197 566	57 659	255 225	901 766
	%	71,7	21,9	6,4	28,3	100
2006 год	кВт	728 377	224 070	49 885	273 955	1 002 332
	%	72,7	22,3	5,0	27,3	100

 

Рисунок 1. Сравнительная характеристика потребления оплачиваемой мощности за 2004-2006 г.г. по НГДУ "СН"

 

Таблица 5. Сравнительная характеристика потребления электроэнергии за 2004-2006 г.г. по НГДУ "СН"
год	Ед.изм.	НГДУ "СН"	Предприятия ОАО "СНГ"	Сторонние предприятия	Реализовано гр.2 и гр.3	Итого гр.1 и гр.4
А	Б	1	2	3	4	5
2004 год	кВт*ч	539 595 705	53 873 275	137 369 210	191 242 485	730 838 190
	%	73,8	7,4	18,8	26,2	100
2005 год	кВт*ч	576 740 629	64 138 872	146 945 721	211 084 593	787 825 222
	%	73,2	8,1	18,7	26,8	100
2006 год	кВт*ч	618 924 200	84 640 688	166 646 558	251 287 246	870 211 446
	%	71,1	9,7	19,2	28,9	100