Программа Курганской области "Региональная энергетическая программа Курганской области на период до 2010 года" Основания для разработки
| Вид материала | Программа |
- Ой области «Модернизация здравоохранения Курганской области на 2011 2012 годы» (далее, 11689.61kb.
- «Об Общественной палате Курганской области», 1487.84kb.
- «Об Общественной палате Курганской области», 1239.3kb.
- «Об Общественной палате Курганской области», 1216.46kb.
- План работы Управления Федеральной службы судебных приставов по Курганской области, 225.37kb.
- В ипкипро курганской области сложилась система методической работы, благодаря которой, 321.36kb.
- Программа комплексного социально-экономического развития Юргамышского района Курганской, 2050.72kb.
- «О ходе выполнения распоряжения Правительства Курганской области №97 от 24. 02. 2009, 62.4kb.
- Учебная программа по географии Курганской области, 8 9 классы, 431.09kb.
- Информационное сообщение, 30.03kb.
4.8.3. Транзит нефти
Магистральную транспортировку нефти через территорию Курганской области осуществляет Курганское районное нефтеуправление (филиал ОАО "Урало-Сибирские магистральные нефтепроводы" - дочернего предприятия ОАО "АК "Транснефть").
По территории Курганской области проходят следующие магистральные нефтепроводы:
- "Туймазы - Омск - Новосибирск" (диаметр - 700 мм, пропускная способность - 18 млн. тонн нефти в год);
- "Усть-Балык - Курган - Уфа - Альменьевск" (диаметр - 1220 мм, пропускная способность - 110 млн. тонн в год);
- "Нижневартовск - Курган - Самара" (диаметр - 1220 мм, пропускная способность - 90 млн. тонн в год).
По данным нефтепроводам осуществляется транспортировка нефти, добываемой в Западной Сибири нефтеперерабатывающим предприятиям, расположенным в Республике Башкортостан, а также ее дальнейшая транспортировка в европейские районы России и на экспорт. На территории области расположены 4 нефтеперекачивающие станции (Варгаши, Юргамыш, Мишкино, Медведское), а также резервуарный парк для хранения нефти.
Объемы перекачки нефти зависят от объемов добычи и спроса на нефть со стороны российских и зарубежных потребителей. До конца 1980-х годов загруженность магистральных нефтепроводов была высокой. После 1990-го года объем добычи нефти резко сократился (за период 1990 - 1995 годы объем добычи нефти в Западной Сибири упал на 42%). Начиная с 1996 года, объемы добычи нефти и соответственно объемы ее транспортировки растут. Объем нефти, перекаченной Курганским РНУ в 2002 году, составил 112,2 млн. тонн или 67,1% от уровня 1990-го года.
Следует отметить, что объекты нефтепроводного транспорта являются одними из крупнейших потребителей электроэнергии на территории Курганской области. Объем электроэнергии, потребленной Курганским РНУ в 2002 году составил 289,4 млн. кВт.ч или 8,8% от общего объема потребления электроэнергии в области. В последние годы объемы потребления электроэнергии магистральным нефтепроводным транспортом устойчиво растут, что может потребовать расширения объемов производства или передачи электроэнергии из других регионов.
4.8.4. Транзит нефтепродуктов
Транспортировку нефтепродуктов по расположенным на территории Курганской области продуктопроводам осуществляет ОАО "Уралтранснефтепродукт" (дочернее предприятие ОАО "АК "Транснефтепродукт"). На территории области расположены 3 линейные производственно-диспетчерские станции (ЛПДС "Колесниково", ЛПДС "Хохлы", ПС "Суслово"), осуществляющие перекачку светлых нефтепродуктов (дизельного топлива, бензина, керосина), производимых на нефтеперерабатывающих заводах Поволжья и Сибири.
4.9. Возможности использования в Курганской области
нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов
4.9.1. Основные виды нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов
В соответствии с используемой в мировой практике методологией к основным видам нетрадиционных (альтернативных) и возобновляемых источников энергоресурсов (НВИЭ) относятся следующие виды энергии:
- энергия Солнца;
- энергия ветра;
- малая гидроэнергетика;
- низкопотенциальное тепло (включая геотермальную энергию);
- энергия, получаемая из биомассы.
К основным стратегическим целям использования НВИЭ относятся: необходимость компенсации исчерпания углеводородных (традиционных) видов энергоресурсов (Таблица 4.9.1), снижение экологической нагрузки от использования (сжигания) традиционных видов энергоресурсов, повышение экономической эффективности функционирования существующих систем энергоресурсообеспечения.
Таблица 4.9.1.
Запасы и сроки исчерпания традиционных энергоресурсов
| N п/п | Виды энергоресурсов | В мире | В Российской Федерации | ||||
| Запасы, ГВт | Интенсивность использования, ГВт/год | Срок исчерпания, лет | Запасы, ГВт | Интенсивность использования, ГВт/год | Срок исчерпания, лет | ||
| 1 | Нефть | 200000 | 4600 | 40 - 50 | 10000 | 400 | 20 - 40 |
| 2 | Газ | 150000 | 2200 | 60 - 70 | 46000 | 550 | 80 - 90 |
| 3 | Уголь | 1000000 | 3000 | 300 - 400 | 110000 | 170 | 600 - 700 |
В 2000 году объем замещения органического топлива в России всеми видами возобновляемых источников при выработке электрической и тепловой энергии составил около 10 млн. т у.т. или около 1% от общего потребления ТЭР (936,7 млн. т у.т.). Технически реализуемый потенциал НВИЭ в России оценивается в 4,6 млрд. т у.т. в год, а экономически реализуемый - около 270 млн. т у.т. в год, что составляет более 25% от внутреннего потребления энергоресурсов в стране, Экономический потенциал имеет постоянную тенденцию к увеличению в связи с постоянным удорожанием традиционных видов топлива и энергии (Таблица 4.9.2).
Таблица 4.9.2.
Потенциал НВИЭ в России
млн. т у.т. в год
| N п/п | Виды энергоресурсов | Потенциал НВИЭ - всего | Технический потенциал | Экономический потенциал |
| 1 | Малая гидроэнергетика | 360 | 124 | 65 |
| 2 | Геотермальная энергия | | | 115 |
| 3 | Энергия биомассы | 1000 | 53 | 35 |
| 4 | Энергия ветра | 26000 | 2000 | 10 |
| 5 | Солнечная энергия | 2300000 | 2300 | 12 |
| 6 | Низкопотенциальное тепло | 525 | 115 | 36 |
| | Итого по НВИЭ | 2340000 | 4593 | 273 |
Низкий уровень развития альтернативной энергетики в Российской Федерации объясняется несколькими причинами, среди них можно выделить низкую стоимость традиционных энергоресурсов, а также отсутствие поддержки со стороны государства. Тем не менее, по имеющимся прогнозам к 2015 году установленная мощность электростанций, использующих нетрадиционные виды энергоресурсов, в России может составить 1,4 - 1,5 тыс. МВт (Таблица 4.9.3). При этом установленная мощность действующих электростанций в стране в настоящее время составляет 214,8 тыс. МВт.
Таблица 4.9.3.
Прогнозная мощность электростанций,
использующих НВИЭ в России
МВт
| N п/п | Вид нетрадиционной электростанции | Варианты использования НВИЭ в России | ||
| Максимальный | Минимальный | Вероятный | ||
| 1 | Солнечная | 50 | 2 | 6 - 8 |
| 2 | Геотермальная | 300 | 50 - 60 | 110 - 120 |
| 3 | Ветровая | 1000 - 2000 | 150 - 800 | 500 |
| 4 | Приливная | 10800 - 15200 | - | 0 - 40 |
| 5 | Малые ГЭС | 1000 | 600 | 800 |
| | Всего | 12650 - 18550 | 802 - 962 | 1416 - 1468 |
Анализ возможностей использования нетрадиционных и возобновляемых видов энергоресурсов в Курганской области позволяет рекомендовать к дальнейшей проработке направления по использованию солнечных коллекторов, низкопотенциального тепла, древесины, торфа, соломы, биогаза из отходов жизнедеятельности сельскохозяйственных животных, биогаза на свалках и полигонах твердых бытовых отходов (Таблица 4.9.4).
Таблица 4.9.4.
Рекомендации по использованию НВИЭ
в Курганской области
| N п/п | Вид ресурса | Потенциал всего, т у.т. в год | Рекомендации |
| 1 | Солнечная энергия | ||
| 1.1 | фотоэлектричество | - | Не рекомендуется |
| 1.2 | солнечные коллектора | - | Рекомендуется |
| 2 | Ветровая энергетика | - | Не рекомендуется |
| 3 | Малая гидроэнергетика | - | Не рекомендуется |
| 4 | Низкопотенциальное тепло | - | Рекомендуется |
| 5 | Термохимическая конверсия биомассы | ||
| 5.1 | древесина | 14300 | Рекомендуется |
| 5.2 | торф | 2900000 | Рекомендуется |
| 5.3 | солома | 2200 (экономический) | Рекомендуется |
| 6 | Биотехнологическая конверсия биомассы | ||
| 6.1 | биогаз из отходов жизнедеятельности с/х животных | 53000 | Рекомендуется |
| 6.2 | биогаз на свалках и полигонах твердых бытовых отходов | 8500 | Рекомендуется |
4.9.2. Солнечная энергия
Стоимость солнечной батареи, оснащенной системой резервирования, контроллером заряда и преобразователем энергии, составляет около 40 тыс. долларов США. При этом себестоимость производства электроэнергии на ней составляет 0,35 долларов США (около 10 рублей) за 1 кВт.ч. Для Курганской области на сегодняшний день солнечная электроэнергетика не является прямым конкурентом традиционной электроэнергетики и может рассматриваться лишь как один из механизмов, используемых в комбинации с другими источниками (ветроэнергетика, дизельные электростанции и т.д.). Кроме того, фотоэлектрические модули в составе солнечных станций (установок) могут быть применены для электропитания релейных станций, систем катодной защиты металлоконструкций, для обеспечения работы знаков водной навигации и т.п.
Стоимость промышленных солнечных коллекторов, используемых для производства тепловой энергии, уже по состоянию на сегодняшний день такова, что позволяет рассматривать их в отдельных случаях как реальную альтернативу (при наличии дублирующего источника) решения проблемы отопления и горячего водоснабжения. Средний срок окупаемости промышленного коллектора оценивается примерно в 8 лет. При этом надо учитывать, что простейшие модели солнечных коллекторов могут быть изготовлены, практически, "кустарным" способом, что, безусловно, приведет к снижению КПД, но улучшит параметры окупаемости.
Солнечная энергия может быть использована для обеспечения электроэнергией потребителей, не имеющих доступа к централизованному электроснабжению.
4.9.3. Ветровая энергия
Ветроэнергетика - один из наиболее перспективных и, в то же время - достаточно сложных (с точки зрения технической реализации) способов использования возобновляемой энергии. Ветроэнергетические установки (ВЭУ) начинают работать только при превышении определенного порога скорости ветра (около 3,5 м/сек.), при ураганных ветрах -автоматически отключаются. ВЭУ (как и солнечная энергетика) отличаются очень существенной нестабильностью параметров электроэнергии, вырабатываемой в течение суток и в разные периоды года. Тепловую и электрическую энергию, производимую на таких установках, невозможно эффективно аккумулировать на длительный промежуток времени. Все эти проблемы существенно ограничивают возможности применения таких установок в качестве единственного источника энергии для изолированных систем.
В ветроэнергетике "малых" мощностей (до нескольких сотен ватт) применение ВЭУ в изолированных системах может быть экономически оправданным только при использовании ВЭУ в сочетании с другими локальными энергоисточниками (для обеспечения стабильности энергоснабжения) и при снижении уровня капиталоемкости ветроэнергетического оборудования до 300 долларов США в расчете на 1 кВт вводимой мощности.
На сегодняшний день малые ветроэнергетические установки целесообразно использовать лишь там, где отсутствует централизованное электроснабжение, а также там, где они смогут конкурировать с дизель-генераторами. По данным, полученным в Администрации (Правительстве) Курганской области, населенных пунктов, где отсутствует централизованное электроснабжение и эксплуатируются дизель-генераторы в базовом режиме, - нет.
При весьма умеренных ветровых ресурсах "малая" и "большая" ветроэнергетика в Курганской области смогут развиваться только при условии снижения капиталоемкости оборудования, предлагаемого на рынке (не более 300 долларов США за 1 кВт), при принятии (на федеральном и местном уровне) законов, стимулирующих производство такой экологически "чистой" энергии (во всех странах, где развивается ветроэнергетика, ее дотирование и, напротив, увеличение налогового бремени на "грязные" источники энергии - является обязательным условием развития ветроэнергетики) и предельно упрощающих доступ производителей электроэнергии к централизованным электросетям (а также, снижающим порог доступа до нескольких МВт).
4.9.4. Малая гидроэнергетика
Курганская область имеет, в основном, плоский рельеф, большие перепады высот отсутствуют, что исключает возможность сооружения крупных гидроэнергетических объектов.
Учитывая наличие в области многочисленных озер, имеется возможность использования объектов малой гидроэнергетики - микро-ГЭС (мощностью от 3 до 100 кВт) и мини-ГЭС (мощностью до 5000 кВт). Минимальная необходимая высота плотины для стандартной "напорной" микро-ГЭС - 1 метр. В настоящее время серийно выпускаются турбины на напоры от 1 до 8,5 метров и мощностью от 3,5 до 225 кВт.
Существуют (и могут найти применение на реках области) свободно-проточные ГЭС, которые не требуют строительства плотин. Такие плотины работают круглогодично, кроме периода ледохода, если не предусмотрен режим торошения льда. Срок окупаемости для такой плотины мощностью около 50 кВт составляет примерно 2 года.
Стоимость оборудования для малых гидроэнергетических объектов с использованием различных технологий составляет от 200 до 500 долларов США в расчете на 1 кВт установленной мощности. Учитывая стоимость прочих работ (сооружение плотины, строймонтаж и т.д.), срок окупаемости таких сооружений оценивается от 2 до 5 лет.
Для отдельных объектов (в частности - сельскохозяйственных, расположенных вблизи водоемов, например - летние пастбища) Курганской области применение объектов малой гидроэнергетики может оказаться достаточно перспективным. Необходимо провести работу по оценке гидроэнергетических возможностей водных объектов области в рамках разработки кадастра нетрадиционных и возобновляемых источников энергии Курганской области.
4.9.5. Низкопотенциальное тепло
Теплонасосные установки (ТНУ), использующие низкопотенциальное тепло, имеют следующие преимущества перед другими видами энергоисточников:
- высокая эффективность преобразования энергии по сравнению с электронагревателями и электрическими отопительными котлами (две трети энергии потребитель получает бесплатно);
- экологически "чистая" технология получения энергии при отсутствии выбросов в атмосферу вредных веществ и углекислых газов;
- надежная автоматическая работа установки, не требующая постоянного присутствия человека;
- минимальные эксплуатационные расходы по сравнению с другими отопительными системами, использующими расходуемое топливо;
- длительный срок службы без капитального ремонта (15 - 20 лет).
На 1 кВт.ч затраченной электрической энергии потребитель получает от 2,5 до 7,0 кВт.ч тепловой мощности, то есть экономит примерно 2/3 электроэнергии. Оценочная себестоимость тепла, производимого с использованием теплонасосов, составляет 800 руб./Гкал. То есть топливная составляющая тепловой энергии, получаемой от теплонасосов, не превышает аналогичный параметр для такого топлива, как уголь, и в 1,5 раза меньше, чем для дизельного топлива и прямого электронагрева.
При замене угольной котельной окупаемость теплонасосной установки, используемой для теплоснабжения, составит около 4 лет (при эксплуатации только в течение 5 месяцев в году для отопления). Если же использовать ТНУ для круглогодичного горячего водоснабжения или для кондиционирования воздуха в теплое время года, период окупаемости сокращается до 2 - 3 лет. В случае использования теплонасосных установок, например, на молочных фермах, за счет комбинированного эффекта - охлаждение молока - отопление служебных помещений, можно дополнительно повысить экономическую эффективность использования ТНУ (и, соответственно, снизить сроки окупаемости установки).