Анализ современных балансов электроэнергии и мощности Кольской энергосистемы

⇐ ПредыдущаяСтр 2 из 3Следующая ⇒

Формирование энергетических балансов Кольской ЭС во многом зависит от долевого участия в них ГЭС, которое можно отследить по отчетным балансам энергосистемы за цикл регулирования стока (табл. 5, 7, рис.1), который для большинства ГЭС Кольского полуострова составляет 6-8 лет, так как из шести каскадов ГЭС четыре имеют водохранилища многолетнего, один каскад - годичного и один каскад - сезонного регулирования. А как известно, наличие водохранилищ многолетнего регулирования позволяет устранить неравномерность стока, зависимость его от водности года, обеспечивая выработку электроэнергии и величину располагаемой мощности ГЭС в маловодные годы на уровне, характерном для условий среднемноголетней водности. При этом необходимо иметь в виду, что практически все ГЭС энергосистемы предназначены для покрытия пиковой и полупиковой частей графика электрической нагрузки, а Кольская АЭС - для покрытия базовой нагрузки.

Вместе с тем, анализ данных табл. 4, 5 и рис. 1 показывает, что на протяжении 1991-2003 гг. в Кольской энергосистеме отмечалась тенденция по возможности полной загрузки ГЭС как источника дешевой электроэнергии без необходимого учета ожидаемых гидрологических условий.

В гоже время удельный вес электроэнергии Кольской АЭС в общем производстве электроэнергии энергосистемой постоянно снижался (с 63% в 1990 г. до 51% в 2000 г.). Диспетчерские ограничения, накладываемые на АЭС, не зависели от функциональной готовности нести нагрузку. В результате, один из важнейших показателей общей эффективности работы АЭС - коэффициент использования установленной мощности (КИУМ) - в отдельные годы доходил до 55-56% и был существенно ниже своего проектного значения.

Баланс мощности Кольской электроэнергетической системы по отчетным данным за 1998 - 2003 гг., МВт

Таблица 5

Наименование	Годы
	1998	1999	2000	2002	2003
ПОТРЕБНОСТЬ 1. Максимальная нагрузка потребителей системы	1743	1981	1990	1834	1820
2. Максимальная нагрузка экспорта	55	61	70	75	80
3. Резерв мощности	1081	806	750	754	750
ИТОГО потребность	2879	2854	2720	2663	2650
ПРОКРЫТИЕ 1. Установленная мощность, всего	3737	3737	3738	3738	3738
в том числе: ГЭС	1592	1592	1593	1593	1593
АЭС	1760	1760	1760	1760	1760
ТЭЦ	385	385	385	385	385
2. Располагаемая мощность, всего	3665	3673	3685	3725	3725
в том числе: ГЭС	1586		1586	1586	1586
АЭС	1740	1760	1760	1760	1760
ТЭЦ	339	339	339	379	379
3. Используемая в балансе мощность	3372	3276	3270	3042	3100
4. Недоиспользуемая в балансе мощность	293	397	415	683	625
5. Переток в Карелию	493	422	550	379	450

Отраслевая структура производства промышленной продукции. 2002 г. [2]

Таблица 6

Регионы	Промышленность всего	В том числе
		Электоэнергетика	Топлив ная	Черная металлургия	Цветная металлургия	Машиностроение и металлообработка	Химическая и нефтехими ческая	Лесная деревообрабатывающая и целлюлозно-бумажная	Пищевая	Другие отрасли
Мурманская область	100,0	20,7	0,1	10,4	26,4	6,3	15,8	0,3	18,1	1,9
Республика Карелия	100,0	14,1	0,0	12,8	5,0	5,4	0,0	45,2	12,3	5,2
Архангельская область	100,0	9,7	21,2	0,1	0,3	13,5	0,3	44,5	76,0	2,8
Вологодская область	100,0	8,6	0,0	60,0	0,1	7,3	6,5	7,4	6,8	3,3
Республика Коми	100,0	12,9	55,5	0,0	0,3	1,6	0,7	23,5	2,6	2,9
Ленинградская область	100,0	16,4	15,9	0,3	4,8	7,9	3,1	17,3	25,7	8,6
Россия	100,0	9,7	16,3	6,9	6,5	16,4	5,3	3,6	12,0	23,3

Баланс электрической энергии в Кольской энергосистемы по отчетным данным в 1998-2003 гг., млрд. кВт·ч.

Таблица 7

Наименование	Годы
	1998	1999	2000	2002	2003
ПОТРЕБНОСТЬ 1. Электропотребление в области	12,79	12,64	12,65	12,41	12,30
2. Экспорт	0,31	0,35	0,60	0,66	0,61
ИТОГО потребность	13,10	12,99	13,25	13,07	12,91
ПОКРЫТИЕ 1. Выработка собственными электростанциями, всего в том числе ГЭС	16,14 6,89	16,53 7,25	17,40 7,98	16,52 6,25	16,14 5,72
АЭС	8,56	8,70	8,80	9,60	9,80
ТЭЦ	0,67	0,58	0,62	0,67	0,62
2. Избыток	3,04	3,54	4,15	3,45	3,23
3. Число часов использования располагаемой мощности
ГЭС	4340	4610	5000	3940	3600
АЭС ТЭЦ	4920 1980	4940 1710	5000 1830	5450 1770	5570 1640

При указанном режиме загрузки ГЭС не учитывался так называемый «эффект последствий» [3], когда преждевременная сработка гидроресурсов, приводящая к режиму работы ГЭС "в базе", оставляет сниженный их запас до конца текущего цикла регулирования. Это вынуждает вовлекать в регулирование графика нагрузки (покрытия максимумов зимнего периода) в маловодные годы менее экономичную Кольскую АЭС, так как суммарная располагаемая мощность ГЭС по причине работы их на низких отметках (в связи с повышенной сработкой водохранилищ) существенно ниже установленной, определяемой при среднемноголетних условиях водности.

Сказанное проиллюстрировано данными таблицы 6, из которых видно, что при более высокой суммарной нагрузке в энергосистеме (на 100-150 МВт) в зимние месяцы 1992-1993 гг. (средневодные годы) ГЭС ОАО «Колэнерго» участвовали в покрытии месячных максимумов мощностью на 150-250 МВт больше, а Кольская АЭС - мощностью на 60-100 МВт меньше, чем это имело место при покрытии месячных максимумов зимы (2003-2004 гг.) (маловодные годы). Это дает основание полагать, что если бы при назначении режимов ГЭС ОАО «Колэнерго» в 1991-2000 гг. основной целью было не только получение дополнительной прибыли, а учитывались бы «эффект последствий», а также интересы Кольской АЭС и области в целом нагрузка на ГЭС в зимний период 2003-2004 гг. была бы на 150-250 МВт и более выше, а, следовательно, свободные мощности на Кольской АЭС на эти же величины больше при более высокой загрузке ее в предшествующий период.

Таким образом, анализ данных табл. 4-6 и рис. 1 показывает, что на данный момент в Кольской ЭС имеются недоиспользованная мощность, оцениваемая в 550-600 МВт с возможной выработкой в около 4,0 млрд. кВт-ч (при рациональном использовании гидроресурсов). Наличие свободных (недоиспользованных) мощностей в энергосистеме обусловлено как отсутствием внутреннего спроса, гак и ограничением пропускной способности связи между Кольской и Карельской энергосистемами, осуществляемой по одноцепной ЛЭП 330 кВ, на уровне 550 МВт.

Покрытие месячных максимумов нагрузок Кольской ЭС в зимний период, МВт

энергосистема электроэнергетика кольский

Таблица 8

Наименование	Месяцы
	Ноябрь	Декабрь	Январь	Февраль	Март
	1992-1993 (средней водности)
КАЭС	1303	1381	1360	1359	1123
ГЭС	868	776	757	946	1112
Суммарная нагрузка	2171	2157	2117	2205	2235
	2003-2004 (многоводный)
КАЭС	1359	1444	1460	1461	1290 (план)
ГЭС	608	618	646	658	672(план)
Суммарная нагрузка	1967	2052	2106	2119	1962

Характеризируя в целом современное состояние электроэнергетики Мурманской области, следует отметить, что на территории Кольского полуострова создана уникальная по структуре генерирующих мощностей электроэнергетическая система, которая позволяет поставлять энергию потребителям по тарифам, существенно ниже, чем в соседних регионах России. В непростых условиях преднамеренных внешних возмущений (различного характера, включая финансово-экономический) эта энергосистема демонстрирует достаточно высокую надежность энергоснабжения потребителей области и Республики Карелия. Поэтому все решения по дальнейшему развитию энергосистемы Кольского полуострова должны быть направлены на сохранение созданного ее потенциала, обеспечения условий его эффективного использования с учетом прежде всего интересов области, а затем и соседней Карелии и страны в целом на основе реализации эффекта заложенного в централизации электроснабжения.

2
Оценка перспективного спроса на электроэнергию в мурманской области

Учитывая большую неопределенность будущих условий социально-экономического развития на отдаленную перспективу (на 25 лет в нашем случае), при прогнозе (оценке) спроса (потребности) в энергоносителях обычно используется сценарный подход к исследованию вариантов развития экономики и энергетики региона, исходя из предположений «Что будет, если ...». [4,5] При этом рассматриваются несколько возможных вариантов развития, отличающиеся значениями его основополагающих факторов (макроэкономических показателей). Такой подход был основан при разработке как всей экономической стратегии Мурманской области, так и ее энергетического раздела [6].

Из всего множества возможных вариантов социально-экономического развития области к рассмотрению было принято три - два крайних («оптимистический» и «пессимистический») и третий - промежуточный, отражающий наиболее сбалансированную позицию и поэтому оцениваемый как наиболее вероятный - базовый. Именно для этого варианта достаточно детально исследовались основные решения по развитию электроэнергетики области. Рассмотрение крайних сценариев выполнялось с целью оценки последствий их реализации и определения путей устранения этих последствий.

Определяющими параметрами для формирования сценариев были:

• темпы роста валового регионального продукта;

• цены на энергоносители;

• степень приватизации и участие государства в энергетическом регулировании;

• инвестиционная политика в регионе;

• изменение в структуре энергетического производства;

• активность энергосберегающей политики.

Задача данной работы несколько упрощена самой ее постановкой, которая предусматривает определение возможных решений по развитию электроэнергетики Мурманской области на перспективу до 2028 г., исходя из:

• общих положений Экономической стратегии области и Энергетической стратегии России на период до 2020 г. [7],

• особых допущений по развитию электрогенерирующих мощностей в области, оговоренных Техническим заданием к работе;

а главной целью этих решений является обеспечение необходимых и достаточных условий для удовлетворения перспективной потребности в электроэнергии конкретных социально-значимых потребителей области и разработка на этой основе перспективных балансов Кольской ЭС

При этом в качестве социально-значимых потребителей электроэнергии прежде всего рассматриваются традиционные потребители, которые уже на протяжении многих лет создают внутренний региональный продукт и обеспечивают условия для нормальной жизнедеятельности населения области, а также новые инвестиционно-привлекательные проекты, реализация которых, в первую очередь, учитывает интересы региона, а вероятность ее достаточно высока.

Традиционное электропотребление. Перспективная потребность в электроэнергии для традиционного ее потребления оценивалась на основании сложившейся структуры электропотребления в области (табл. 9) и возможных перспектив развития ее наиболее значимых составляющих.

Сложившаяся отраслевая структура потребления электроэнергии в области, млн. кВт·ч.

Таблица 9

Потребитель	Годы
	1995	1997	1999	2000	2001
Промышленность	9165,1	9027,8	8370,6	8420,6	8484,8
	68,1	68,0	66,2	66,5	67,1
Сельское хозяйство	651,5	488,8	424,9	368,1	303,3
	4,8	3,7	3,4	2,9	2,4
Транспорт	373,4	350,6	347,6	357,0	355,7
	2,8	2,6	2,7	2,8	2,8
Строительство	99,0 0,7	82,0 0,6	62,8 0,5	61,3 0,5	63,9 0,5
Коммунальное хозяйство	997,1	1169,7	1193,7	1219,4	1248,1
	7,4	8,8	9,4	9,6	9,9
Прочие	1288,3	1251,8	1297,7	1288,4	1282,8
	9,7	9,4	10,3	10,2	10,1
Потери в сетях общего пользования	876,01	910,0	945,4	951.0	911,1
	6,5	6,9	7,5	7,5	7,2
всего	13450,4	13280,7	12642,7	12665,8	12649,7
	100,0	100,0	100,0	100,0	100,0

Как следует из табл. 9 промышленное электропотребление составляет около 2/3 потребляемой в области электроэнергии. При этом более 80 % промышленного потребления приходится на долю семи наиболее электроемких предприятий горнопромышленного комплекса (таблица 8), что составляет 53-55% от всего электропотребления области.

Поэтому перспективные уровни традиционного электропотребления в области прежде всего зависят от его возможных объемов для указанных предприятий.

В процессе разработки Экономической стратегии области было выполнено анкетирование этих предприятий с целью оценки возможных объемов электропотребления каждого из них на период до 2020 г.

В основу этих экспертных оценок были положены принятые предприятиями программы социально-экономического развития в изменившихся условиях хозяйствования.

Результаты анкетирования представлены в табл. 8. Их анализ дает основание сделать вывод о том, что на протяжении рассматриваемого периода общий годовой объем электропотребления этих предприятий остается практически постоянным. Его изменение по отношению к уровню 2000 г. не превышает ±2 %. При этом учитывается, что снижение электропотребления за счет энергосбережения и технического прогресса будет в значительной степени компенсироваться ухудшением горно-технических условий производства (переход от открытой добычи к подземной), обеднением руд. В связи с изложенным есть основание полагать, что сложившаяся структура электропотребления традиционных производств (см. табл.7) не претерпит существенных изменений.

Вместе с тем, можно ожидать, что опережающий рост коммунально-бытового потребления, который для . Мурманской области не будет столь существенным как это предусмотрено в Энергетической стратегии России (в 1.4 -1.8 раза к 2020 г. по сравнению с 2000 г. [9]) по причине демографической ситуации*, а также увеличение потерь в сетях общего пользования (вследствие роста электропотребления в области в перспективе) приведут к некоторому снижению удельного веса промышленности, а значит - и анкетированных предприятий (с 53,4% в 2000 г. к 49% в 2028 г.) в общем объеме всего традиционного электропотребления. В целом, определенные на основании вышеизложенных допущений, перспективные уровни традиционного электропотребления представлены в табл. 8.

Новые социально-экономические потребители. К новым социально-значимым потребителям Мурманской области относятся предприятия обеспечивающие поступление дополнительных доходов в бюджет области и создающих новые рабочие места, а также решающие другие важные задачи для области.

Например, строительство нефтеперерабатывающего завода (НПЗ) кроме поступления в бюджет области и обеспечение дополнительных рабочих мест позволяет полностью закрыть потребность области в жидком топливе, которая сейчас обеспечивается за счет его дальнего транспорта, что будет соответствовать снижению тарифов на тепловую энергию.

Крупнейшим потребителем электроэнергии в области может стать новый алюминиевый завод (КАЗ-СУАЛ-2) по производству 228,5 тыс.тонн товарного алюминия.

Отчетные и ожидаемые уровни традиционного электропотребления в Мурманской области.

Таблица 10

№ п/п	Потребители	Ед. измерения	Отчет			Оценка
			1995	1998	2000	2005	2010	2015	2020	2025	2028
1.	ВСЕГО по области	млрд.кВт-ч	13,5	12,8	12,7	12,5	13,1	13,3	13,4	13,5	13,6
2.	Промышленность, всего	млн кВт-ч	9165	8490	8420	-	-	-	-	-	-
2.1.	ОАО «Апатит»	млн кВт-ч	1340	1470	1580	1600	1760	1860	1900	1900	1900
2.2.	АО «ГМК Печенганикель»	млн кВт-ч	2120	1750	1450	1400	1300	1200	1100	1100	1100
2.3.	АО «Комбинат Североникель»	млн кВт-ч	1910	1620	1600	1600	1550	1550	1550	1500	1500
2.4.	АО «ОЛКОН»	млн кВт-ч	480	440	450	460	500	500	500	450	450
2.5.	АО «КАЗ-СУАЛ»	млн кВт-ч	1060	1100	1200	1160	1160	1180	1160	1160	1160
2.6.	АО «Ковдорский ГОК»	млн кВт-ч	610	470	490	520	550	530	520	500	450
2.7.	АО «СЕВРЕДМЕТ»	млн кВт-ч	100	60	50	60	60	80	80	90	90
	ИТОГО пп.2.1-2.7	млн кВт-ч	7480	6910	6820	6800	6880	6900	6810	6700	6650
		% от п.2.	81,6	81,4	80,4	-	-	-	-	-	-
		%отп.1.	55,6	54,0	53,7	53.0	52,5	52,0	51,0	50,0	49,0

В соответствии с презентационными материалами, представленными ОАО «СибВАМИ», внешнее электроснабжение завода характеризуется следующими данными:

• Расчетная потребляемая мощность (нагрузка) электроприемников - 460 МВт, в том числе:

технологическая - 365 МВт; общезаводская - 95 МВт;

• Годовой расход электроэнергии - 3,8 млрд. кВт-ч, в том числе:

технологическое потребление - 3,1 млрд. кВт-ч; общезаводское потребление - 0,7 млрд. кВт-ч.

Ввод завода на полную мощность предполагается к 2009 году.

Вторым по объемам электропотребления может быть Мурманская трубопроводная система (МТС), нефтепровод Западная Сибирь-Мурманск, меморандум «О взаимопонимании по вопросу создания нефтепроводной системы для транспортировки нефти через морской нефтеналивной терминал в районе Мурманска» 27 ноября 2002 г. подписали нефтяные компании ОАО «Лукойл», ОАО «Сибнефть», ОАО «ТНК», ОАО «НК ЮКОС». Это решение предусматривает создание нового экспортного направления России с возможной прокачкой 60/80 млн. тонн нефтепродуктов в год с последующим увеличением до 120 млн. тонн.

В рамках этого меморандума на заседании Межведомственной комиссии по размещению производительных сил Мурманской области 20.02.2003 г. была рассмотрена и поддержана «Декларация о намерениях инвестирования в строительство МТС».

Вместе с тем, по разным причинам, работа над проектом ведется темпами существенно ниже запланированных. До сих пор не определен маршрут нефтепровода по территории области. Поэтому оценку необходимого расхода электроэнергии на транспорт 80/120 млн. тонн нефти в год была выполнена для варианта наиболее длинного маршрута через горло Белого моря длиной 650 км. Расход электроэнергии на транспорт нефти через территорию области определялся исходя из достигнутого в настоящее время среднего по России удельного расхода электроэнергии на перекачку 1 тонны нефти и нефтепродуктов, составляющего по данным [10, табл. III. 1 и III.6] около 10

Таким образом годовой расход электроэнергии необходимый для транспорта по территории области 80/120 млн. тонн нефти в год составит 520/780 млн. кВт-ч, а максимальная электрическая нагрузка МТС - 75/113 МВт с учетом того что продолжительность ее использования в соответствии с [11] может быть принята равной 7000 час/год.

МГС является частью (Особым разделом) Генеральной схемы Мурманского портового транспортного узла (далее Схема), которая разработана ОАО «Ленморниироект», рассмотрена и утверждена на расширенном заседании Комиссии по реализации Стратегии экономического развития Мурманской области до 2015 года, 19 декабря 2003 г.

В случае реализации в полном объеме мероприятий, заложенных в Схеме, через Мурманский морской транспортный порт будет перемещаться до 150 млн. тонн различных видов грузов в год. Основную долю этих грузов (до 70 %) будет представлять нефть и нефтепродукты, поставляемые трубопроводным и морским транспортом. Однако часть груза будет поступать в Морской порт и по железной, электрофицированной дороге. Ожидается, что перевозки по ней увеличатся в два раза (с 25 млн. т до 50 млн. т в год).

В настоящее время (отчет за 2002 г.) на электротягу поездов Мурманской железной дороги по данным ПТО «Колэнерго» расходуется свыше 225 млн. кВт-ч электроэнергии.

Уместно предположить, что удвоение перевозок железнодорожным транспортом обусловит прирост электропотребления на величину не более чем указанное значение. При этом в соответствии с [11] продолжительность использования максимума нагрузки электротяги может быть принята равной 6500 час/год, а, следовательно, сам прирост нагрузки - 35 МВт.

Схема также предусматривает строительство новых объектов портовой инфраструктуры. Оценка потребности в электроэнергии и максимальные нагрузки этих объектов выполнялась исходя из представленных ПТО ОАО «Колэнерго» запросов на подключение новых электрических мощностей к электросетям ОАО, поступивших на рассмотрение в 2002-2003 гг. (табл. 9).

Как уже отмечалось, важное социальное значение имеет и нефтеперерабатывающий завод мощностью 3 млн. т переработки нефти в год. В соответствии с «Аналитической запиской по строительству нефтеперерабатывающего завода в Печенгской губе на Кольском полуострове» (2001 г.), выполненной Рабочей группой в составе представителей администрации Мурманской области, ГУП «Арктикморнефтеразведка», ОАО «Мурманское морское пароходство», ЗАО «Арктикнефть». Годовое потребление НПЗ составляет 75 млн. кВтч. При продолжительности использования максимума нагрузки, которую в соответствии [11] можно принять в 7000 час/год, сама нагрузка оценивается в 11 МВт.

Определенное социальное значение для жителей отдельных населенных пунктов области (повышение надежности, экономичности и упрощения эксплуатации систем теплоснабжения, стабилизации уровня тарифов на отпускаемую потребителям тепловую энергию) имеет и решение, направленное на использования в технико-экономически обоснованных объемах электроэнергии для нагрева сетевой воды в системах теплоснабжения этих населенных пунктов, т.е. перевод их на электрообогрев путем сооружения электрокотельных.

Данное решение было принято в условиях обострения проблемы загрузки Кольской АЭС (см. гл.1) и отсутствия реального внутреннего спроса на ее электроэнергию. В тех условиях это было единственное действенное решение, направленное на повышение эффективности использования мощности АЭС

февраля 2002 г. между администрацией и Региональной энергетической комиссией Мурманской области, ОАО «Колэнерго» и Кольской АЭС, с одной стороны и Федеральной энергетической комиссией России, Министерством Российской Федерации по атомной энергии, концерном «Росэнергоатом» и некоммерческим партнерством по содействию энергосбережению «Теплоэнерго», с другой стороны, было заключено соглашение «О сотрудничестве в повышении эффективности теплоснабжения потребителей Мурманской области на основе использования избыточной электрической мощности Колэнерго», а 27.06.02 г. принято соответствующее Постановление Правительства Мурманской области за № 210-ПП/Т. При этом предусматривается, что используемая для целей электротеплоснабжения электроэнергия будет отпускаться по тарифу, равному топливной составляющей двухставочного тарифа, действующего при расчетах за отпускаемую от станции на ФОРЭМ электроэнергию и установленную мощность.

Из предусмотренных для электрокотельных этим Соглашением мощностей свыше 400 МВт в настоящее время введено только 41,6 МВт, в стадии строительства находятся электрокотельные - 6 МВт в районе г.Мурманска и 28 МВт в г.Полярные Зори.

Учитывая опыт сооружения электрокотельных в Мурманской области в 2002-2004 гг., появление внутреннего спроса на электроэнергию по полноценному тарифу (в первую очередь со стороны «КАЗ-СУАЛ-2»), представляется целесообразным ограничить суммарную мощность электрокотельных на уровне близком к современному (до 100 МВт). Учитывая отопительный характер нагрузки электрокотельных, продолжительность использования их установленной мощности может быть принята равной 5000 час/год, при этом суммарный годовой расход электроэнергии для целей теплоснабжения составит 500 млн.кВт-ч.

Результаты оценки предполагаемых уровней электропотребления в экономике Мурманской области на период 2005-2028 гг. представлены в таблице 10.

Как следует из этой таблицы, уточненные уровни электропотребления экономикой Мурманской области на 2005-2015 гг. находятся внутри диапазонов значений этих уровней, полученных при разработке энергетического раздела Экономической стратегии Мурманской области, что свидетельствует о достаточной устойчивости результатов, проведенной оценки. Эти результаты хорошо согласуются с прогнозом электропотребления в ОЭС Северо-Запада, разработанном Центром стратегических разработок Северо-Запада [12]. По данным Центра электропотребление ОЭС Северо-Запада к 2020 г. увеличится по сравнению с 2000 г. в 1,53-1,67 раз. По нашим расчетам рост собственного электропотребления Кольской ЭС за это время составит 54 %.

Ожидаемая динамика электропотребления в Мурманской области (млрд. кВт • ч)/МВт на перспективу до 2028 г.

Таблица 11

Потребление	2003	2005	2010	2015	2020	2025	2028
Традиционное	12,30	12,80	13,10	13,30	13,40	13,50	13,60
	1820	1880	1930	1955	1970	1985	2000
Новое, всего	-	0,53 105	4,85 651	5,64 771	5,89 816	6,23	6,23 865
						865
В том числе: КАЗ-СУАЛ-2	-	-	3,80 460	3,80 460	3,80 460	3,80 460	3,80 460
МТС	-	-	0,10 15	0,52	0,52	0,78 113	0,78 113
				75	75
Портовая инфраструктура	-	0,13 25	0,27	0,51 90	0,76	0,76	0,76 135
			50		135	135
Развитие железнодорожного транспорта	-	-	0,10 15	0,23 35	0,23 35	0,23	0,23 35
						35
НПЗ	-	-	0,08	0,08	0,08 11	0,16 22	0,16 22
			11	11
Электрокотельные	-	0,40	0,50 100	0,50 100	0,50 100	0,50	0,50 100
		80				100
ИТОГО внутренне потребление	12,30	13,33	17,95	18,94	19,55	19,73	19,83 2865
	1820	1985	2581	2726	2786	2850
Потребление в соответствии с экономической стратегией [6], млрд. кВт-ч	-	13,3-15,0	14,0-18,0	15,0-20,00

3
Потенциальные возможности развития генерирующих мощностей в Кольской энергосистеме

Ключевыми проблемами развития электроэнергетики области является сохранение созданного энергетического потенциала, характеризующегося уникальной структурой генерирующих мощностей, и повышение экономической эффективности его использования.

Перспективы развития Кольской ЭС напрямую зависят от возможное гей и перспектив развития ее составляющих: объектов атомной энергетики (Кольской АЭС) и гидроэнергетики (ГЭС).

Атомная энергетика

В Экономической стратегии Мурманской области предполагается, что на период до 2015 г. гарантированность бездефицитного электроснабжения потребителей области будет в основном обеспечиваться продлением сроков эксплуатации (ПСЭ) блоков АЭС сверх назначенного на 10-15 лет. При этом возможность появления дефицита электрической мощности и энергии обусловлена выводом из эксплуатации первых двух блоков АЭС (2013-2014 гг. или 2018-2019 гг. в зависимости от вариантов ПСЭ). Поэтому для самосбалансированности Кольской энергосистемы и надежного электроснабжения Мурманской области за пределами рассматриваемой перспективы необходимо предусмотреть строительство новой Кольской АЭС-2, замещающей выбывающие мощности, на которой в соответствии с разработанным проектом, должны быть установлены три энергоблока ВВЭР-640 мощностью 645 МВт каждый. Учитывая цикл строительства АЭС в 7-8 лет, начало его должно находиться внутри рассматриваемого периода.

Техническим заданием к данной работе оговорено, что ПСЭ блоков Кольской АЭС будет обеспечено на 25 лет, а мощность Зш и 4Ш блоков станции к 2007 году будет увеличена до 500 МВт каждого. При такой постановке вопрос о замещающих Кольскую АЭС мощностях отодвигается на более отдаленную перспективу (после 2028 г.).

Гидроэнергетика

Полные потенциальные ресурсы крупных и средних рек области оцениваются в 20 млрд. кВт-ч, технические в 12,6 млрд. кВт-ч из которых наиболее эффективные уже освоены (58 %) [13]. Имеющиеся проекты сооружения ГЭС конца 80- годов XX века на северо-востоке полуострова (реки Восточная Лица. Харловка, Рзшвда, Иоканьга) общей мощностью до 600 МВт и среднегодовой выработкой несколько больше 1,0 млрд. кВт-ч в год (в свое время отклоненные по причине возможного недопустимого воздействия на окружающую среду) предназначались для покрытия пиковой зоны перспективного графика нагрузки ОЭС Северо-Запада при условии ее существенного роста.

В связи со снижением общей нагрузки ОЭС Северо-Запада в результате общего экономического спада в России проблема пиковых мощностей временно снята с повестки дня, ее обострения можно ожидать при экономическом подъеме в России и в регионе за пределами 2020 г.

Поддержка на должном уровне состояния действующих ГЭС и повышение эффективности их использования путем соответствующей реконструкции является основными направлениями в развитиии гидроэнергетики области на ближайшие 15-20 лет.

Реализация программы гидроэнергетического строительства (таблица 11). составленной по данным ОАО «Колэнерго», по максимальному варианту дает незначительное увеличение суммарной мощности ГЭС и вырабатываемой ими электроэнергии (на 9 и 8 % соответственно).

Проекты развития ГЭС ОАО «Колэнерго».

Таблица 12

Наименование ГЭС	Характер решения	Установленная мощность, МВт	Среднемноголетняя выработка, млн. кВт·ч	Сроки реализации проекта
Пиренгская	новое строительство	4-10	30	к 2007 г.
Нива-2	расширение	20	80-100	к 2010 г.
Иовская	расширение	40-80	150-200	к 2010 г.
Янискоски	расширение	15	80-100	к 2015 г.
Н.Туломская	расширение	20	60-100	к 2015 г.
всего		99-145	400-530

Наличие ГЭС с водохранилищами суммарного, сезонного и многолетнего регулирования наряду с высоким потенциалом ветровой энергии в прибрежных районах Кольского полуострова [14] создают благоприятные предпосылки для крупномасштабного применения ветроэнергетических установок (ВЭУ) в составе Кольской электроэнергетической системы. Многочисленными исследованиями ИФТПЭС КНЦ РАН показаны техническая возможность создания на территории области ряда парков ВЭУ на суммарную установленную мощность, превышающую 700 МВт, с общей среднемноголетней выработкой около 2 млрд. кВтч в год [15]. Наиболее перспективной представляется площадка примерно в 100 км восточнее Мурманска, примыкающая к каскаду Серебрянских ГЭС На этой площадке может быть сооружен ветропарк мощностью 200 МВт, работающий совместно с каскадом Серебрянских ГЭС (335 МВт) при среднемноголетней выработке около 600 млн. кВт-ч. Реализация такого проекта представляется возможной к 2016-2020 гг., когда технический прогресс в ветроэнергетике, характеризующийся ускоренными темпами, приведет к улучшению технико-экономических показателей ВЭУ и к их конкурентоспособности с другими источниками электроэнергии Кольской ЭС.

3.3
Развитие теплофикации

Значительный потенциал для успешного решения проблемы обеспечения надежного и эффективного электроснабжения Мурманской области в перспективе заложен в теплофикации. Наличие свободных электрических мощностей в течение последних 20 лет (после ввода Кольской АЭС) и относительно низкая себестоимость электроэнергии, производимой в области, привели к тому, что по уровню теплофикации (комбинированного производства электро- и теплоэнергии) Мурманская область существенно отстает от соседних регионов. Так, например, на тепловом потреблении в Мурманской области производится всего около 4 % электроэнергии, в Карелии - около 40 %. Имеющиеся ТЭЦ работают практически на производство тепла - в режиме котельных. Число часов использования установленной (располагаемой) электрической мощности ТЭЦ составляет около 1600 час/год.

В свете изложенного развитие теплофикации в области должно осуществляться за счет:

· увеличения выработки электроэнергии на действующих ТЭЦ;

· нового строительства ТЭЦ.

Реализация первого направления связана с модернизацией и реконструкцией ТЭЦ, так как основная часть их оборудования исчерпала свой ресурс. В соответствии с данными ОАО «Севзапэнергосетьпроект», являющего главным проектировщиком Кольской ЭС, в 2005-2010 гг. предусматривается демонтаж блоков 2x4 МВт с одновременной их заменой на новые на ТЭЦ АО «Ковдорский ГОК». В период 2011-2015 гг. потребуется модернизация оборудования Мурманской и Апатитской ТЭЦ, ТЭЦ ОАО «Комбинат Североникель» и ТЭЦ ОАО «ГМК Печенганикель». Предполагается, что эта модернизация будет осуществляться без существенного повышения мощности ТЭЦ, но с обеспечением условий для их загрузки до проектного уровня.

Условия для реализации второго направления развития теплофикации в области должна создать предполагаемая после 2015 г. газификация Мурманской области на основе освоения Штокмановского газоконденсатного месторождения. Это направление предусматривает развитие распределенной генерации электроэнергии в области за счет установки газовых турбин на действующих ТЭС с ПГУ и ГТУ малой мощности и соответствует одному из приоритетных направлений развития электроэнергетики России, основанному на повышении эффективности использования природного газа и декларируемому Энергетической Стратегией России на период до 2020 г. [16].

Общая потенциально-возможная мощность малых ТЭЦ, созданных на базе котельных области путем установки предвключенных ГТУ оценивается более чем в 1000 МВт [17].

При этом конкретные, реально-возможные, проекты по созданию ТЭЦ с ПГУ и ГТУ характеризуются данными таблицы 13.

Возможная мощность предвключенных ГТУ на крупных котельных Севера и Юга Мурманской области.

Таблица 13

Город, котельная	Тип котлов	Мощность, Гка/ч	Количество котлов	Мощность ГТУ	Количество ГТУ	Общая мощность ГТУ, МВт
Мурманск
Южная	КВГМ-100	100	2	20	2	40
	ПГВМ	100	3	20		60
Восточная	КВГМ-100	100	3	20	3	60
Кировск
Центральный рудник	КВГМ-100	100	1	20	1	20
	КВГМ-50	50	2	20	1	20
Юкспорский рудник	КВГМ-100	100	3	20		60

Создание малых рассредоточенных ТЭЦ в области повышает общую надежность ее системы электроснабжения. Это решение является реальной альтернативой проекту строительства Мурманской ТЭЦ-2 с двумя ПТУ блоками электрической мощностью по 200 MB, суммарной тепловой мощностью 1020 Гкал/ч.

Целесообразность сооружения Мурманской ТЭЦ-2 была обоснована в 1988 г. в составе схемы развития системы теплоснабжения г.Мурманска до 2005 г. ТЭЦ предназначалась для покрытия прироста тепловых нагрузок и повышения надежности электроснабжения города. Существенным дополнительным положительным фактором при обосновании технико-экономической эффективности строительства ТЭЦ было комплексность освоения новой площадки, предусматривающая создание общей производственной инфраструктуры с рядом других предприятий, строительство которых предполагалось на площадке.

Кардинальные перемены в социально-экономической жизни, экономический кризис, вынудивший отказаться от строительства промышленных предприятий на площадке и определивший существенное снижение тепловых и электрических нагрузок в перспективе по сравнению с ранее предполагаемыми, новые условия инвестирования - вот те новые отрицательные факторы, которые дают основание отклонить данный проект в пользу других - альтернативных, менее затратных и более инвестиционно-привлекательных решений.

Уместно отметить, что при сравнительной технико-экономической оценке проекта Мурманской ТЭЦ-2 в качестве альтернативного решения не рассматривались такие варианты, как установка предвключенных ГТ на действующих крупных котельных города и (или) сооружения малых ПТУ-ТЭЦ на базе тепловых нагрузок районов города. Это является существенным недостатком проведенной оценки.

Таким образом есть все основания рассматривать в качестве потенциально-возможных источников энергии малые ТЭЦ, созданные на базе котельных путем оснащения их ГТУ суммарной установленной мощностью порядка 300 МВт. При этом ввод этих мощностей представляется возможным в период 2015-2020 гг. В связи с отопительным характером тепловой нагрузки этих ТЭЦ число часов использования их установленной мощности может быть принято не более 5000 час/год.

Дата добавления: 2021-04-24; просмотров: 173; Мы поможем в написании вашей работы!

Поделиться с друзьями:

⇐ Предыдущая 123 Следующая ⇒

Мы поможем в написании ваших работ!