Энергоресурсы морей и рек

Содержание.

Стр.

    Введение ………………………………………………………..

    Материалы ……………………………………………………..

      Энергетика Украины………………………………………...

      Приливы в море……………………………………………...

      Тепловая энергия моря……………………………………..

      Гидроэлектростанции (ГЭС)……………………………….

    Список литературы …………………………………………...

Введение.

Электроэнергетика Украины - мощный, сложный и разветвленный технологический комплекс, являющийся основой функционирования всего общественного производства, обеспечения условий цивилизованной жизни населения страны. Сохранить этот комплекс и создать условия для его успешной работы в настоящем и в будущем - главная задача всех органов государственного управления. К сожалению, с начала девяностых годов сложнейший электроэнергетический комплекс страны постепенно теряет свой потенциал, для восстановления которого потребуются десятилетия и колоссальные финансовые ресурсы. Работе электроэнергетической отрасли в условиях общего экономического кризиса присущи те же характерные черты, что и работе других базовых отраслей промышленности. Это спад производства, вымывание оборотных средств, катастрофически низкий уровень платежей за потребленную энергию, отсутствие средств на модернизацию и реконструкцию оборудования и выплату заработной платы. На сегодняшний день мы, к сожалению, должны констатировать тот факт, что развитая на высочайшем уровне отрасль, имеющая оборудование мирового уровня, огромные возможности по экспорту электроэнергии, переживает один из самых тежелых периодов своего развития.

Энергетика Украины.

Проблемы, копившиеся годами, сегодня сконцентрировались и предстали во всем своем объеме и решать их необходимо очень быстро и эффективно. Общая установленная мощность электростанций Минэнерго на начало 1999 г. составляла 48,8 тыс. МВт, из них: ТЭС - 57,5 %, АЭС - 26,4 %, ГЭС- ГАЭС - 9,4 %, ТЭЦ - 6,7 %. В 1998 г. электростанциями Минэнерго выработано 167,7 млрд. кВтч. В структуре энергоносителей органическое топливо составляло 49,5 %, ядерное - 44,9 %, гидроресурсы - 5,6 %. В первом полугодии 1999 г. на электростанциях Украины выработано 86,6 млрд.кВтч электроэнергии, из них электростанциями Минэнерго почти 84 млрд. кВтч, в том числе на ТЭС выработано 39,1 % электроэнергии, на АЭС - 46,7 %, на ГЭС - 11,2 %. Производство электроэнергии снизилось по сравнению с первым полугодием 1998 г. на 1,54 млрд. кВтч, или на 1,8 %. Уменьшение производства электроэнергии обусловлено снижением потребления в промышленности на 8,7 %, в сельском хозяйстве на 11,8 %, в строительстве на 13,1 %. Коммунально-бытовые и другие непромышленные потребители практически не уменьшили потребление, а потребление населения даже несколько возросло. В прошедший осенне-зимний период и в текущем году отрасль с большим напряжением и при существенной помощи государства обеспечила энергоснабжение общественного производства и бытовых нужд населения. Этого удалось достичь ценой больших усилий, а зачастую ценой прямых потерь для отрасли. Как никогда глубоко сработаны запасы органического топлива, а задолженность за него увеличилась до 4,7 млрд.грн. Резко возросла дебиторская задолженность потребителей за отпущенную энергию, состояние генерирующего оборудования и электрических сетей из-за отсутствия денежных средств на проведение ремонтных работ достигло критического уровня. Сегодня 95,2 % энергоблоков ТЭС выработали расчетный ресурс (100 тыс.ч.). К 2005 г. количество оборудования со сроком эксплуатации 30 и более лет будет составлять 80 %. КПД блоков 200 и 300 МВт находится на уровне 20-30 % при расчетном 36 %. Экологические показатели по выбросам превышают все нормы Украины, не говоря уж о требованиях со стороны Европейского Сообщества. В связи с усложнением режима работы оборудования, что проявилось в снижении нагрузок и увеличении количества остановов и пусков энергоблоков, связанных с ухудшением качества топлива, старением оборудования при дефиците средств для его реабилитации, продолжают ухудшаться технико-экономические показатели. Удельный расход топлива на отпущенную тепловыми электростанциями электроэнергию по итогам работы в 1998 г. составил 369,0 г/кВтч при норме 368,5 г/кВтч. За 6 месяцев 1999 г. удельный расход топлива составил 372,3 г/кВтч при норме 372,4 г/кВтч. Расходы электроэнергии на собственные нужды на производство электроэнергии на ТЭС генерирующих компаний составили в 1998 г. 8,8 %. За 6 месяцев 1999 г. они составили 9,03 %, что соответствует нормативной величине. В Украине действуют 5 АЭС, которые несут главную базовую нагрузку в энергосистеме. На этих атомных электростанциях в 1998 г. работало 14 энергоблоков с общей установленной мощностью 12,818 тыс.МВт. Срок эксплуатации большинства блоков с реакторами ВВЭР-1000 на сегодня составляет 15 лет (проектный срок - 30 лет), однако значительная часть тепломеханического и электротехнического оборудования АЭС нуждается в замене, необходимо проведение комплекса работ по повышению надежности и безопасности АЭС. Работа АЭС полностью зависит от поставок тепловыделяющих сборок из России, а в связи с окончанием срока их поставок на компенсационной основе вопрос о надежности топливообеспечения АЭС значительно обостряется. Сегодня объединенная энергосистема Украины не имеет в необходимом количестве маневренных мощностей, что приводит к нарушениям режимов ее работы, значительному колебанию частоты в течение суток. Состояние дел усложняется и тем, что в структуре энергогенерирующих мощностей значительную часть занимают АЭС, которые должны работать в базовом режиме. Поэтому поддержка пиковых и полупиковых электрических нагрузок вынужденно выполняется физически изношенными энергоблоками ТЭС, что ухудшает не только экономичность, но и надежность электрообеспечения, создает угрозу целостности ОЭС Украины. Одновременно ускоряется физический износ оборудования ТЭС.

Главную роль в покрытии пиковой части графика электрической нагрузки выполняют гидроэлектростанции. Установленная мощность гидроэлектростанций Украины на конец 1998 г. составляла 4,7 млн. кВт. Оборудование станций и сооружения гидроузлов из-за длительной эксплуатации имеют высокую степень физического износа и нуждаются в реконструкции. Систематические режимы работы ОЭС со значительными колебаниями частоты тока существенно ограничивают возможности параллельной работы энергосистемы Украины с энергосистемами России и стран Центральной Европы. Решение этой проблемы позволит в перспективе увеличить экспорт электрической энергии - перспективного источника весомых валютных поступлений. В первом полугодии 1999 г. экспорт электроэнергии составлял 1047 млн. кВтч, или всего 45 % по сравнению с аналогичным периодом прошлого года. Сокращение экспорта электроэнергии произошло в 1998 г. на фоне значительного расширения экспортных возможностей энергосистем соседних стран. В то же время экспортные возможности ОЭС Украины в последние годы не только не расширялись, но, напротив, ухудшались вследствие физического старения электрических станций и высоковольтных сетей, отсутствия топлива для поддержания требуемой европейскими стандартами частоты тока в энергосистеме. Упущено значительное время и сейчас даже сохранение существующих объемов экспорта, не говоря о его наращивании, потребует чрезвычайных усилий. Особую озабоченность вызывает состояние магистральных электросетей, повреждение которых может привести не только к ограничению электроснабжения в отдельных регионах, но и к нарушению целостности ОЭС Украины. В основной электросети Украины, а это 130 подстанций 220-750 кВ и линии электропередачи такого же напряжения общей длиной свыше 22 тыс. км, почти 40 % оборудования отработало двойной срок эксплуатации и нуждается в неотложной замене. Неудовлетворительно проводятся капитальные ремонты магистральных электросетей. В 1998 г. НЭК "Укрэнерго" выполнила эти работы всего лишь на 19 % от планового задания. А в первом полугодии 1999 г. - на 16 %. Тяжелое положение сложилось в Крымской, Донбасской, Южной и Северной энергосистемах. Необходимо обратить самое серьезное внимание на этот вопрос, т.к. от его решения во многом будет зависеть надежная работа ОЭС Украины в осенне-зимний период. За последние годы ухудшилось техническое состояние распределительных электрических сетей, особенно сельских электросетей напряжением 0,4-10 кВ. Сегодня подлежат замене 10 % от общего количества распределительных электрических сетей 0,4-150 кВ, а 24 % полностью амортизировано. За отчетный период за счет всех источников финансирования введено в эксплуатацию 2,162 тыс.км воздушных линий электропередачи сельскохозяйственного назначения. Однако план капитального строительства распределительных электрических сетей выполнен всего на 36 %. Отремонтировано 94,2 тыс.км воздушных линий электропередачи и 38,8 тыс. трансформаторных подстанций в распределительных электрических сетях 0,4-150 кВ, но этого недостаточно, учитывая реальное состояние оборудования. Несмотря на принимаемые меры, энергоснабжающим компаниям не удалось на протяжении 1998 г. снизить технологический расход электроэнергии на ее транспорт по электрическим сетям. За прошлый год расход электроэнергии на ее транспорт в целом по Минэнерго составил 30,1 млрд. кВтч или 18,7 % от отпуска в электросеть для всех классов напряжения. Не улучшилось положение и в первом полугодии 1999 г. По состоянию на 01.06.99 расходы составляют 21,46 %. Недопустимо высокий уровень расхода электроэнергии на ее транспорт постоянно допускается в Закарпатьеоблэнерго - 48,95 %, Херсоноблэнерго - 45,3 %, Николаевоблэнерго - 38,44 %, Одессаоблэнерго - 40,36 %, Волыньоблэнерго - 36,68 %, Винницаоблэнерго - 34,9 %, Крымэнерго - 32,07 %. Эти показатели обусловлены, в первую очередь, неплатежами бытовых потребителей, невыплатой компенсаций по субсидиям и льготам населению, хищениями, несовершенством систем учета электроэнергии, ведь нормативные расходы электроэнергии, связанные с технологическим процессом ее передачи, в целом по министерству не превосходят заданных. Основными причинами постоянного возрастания этой составляющей расхода электроэнергии являются неудовлетворительная работа энергоснабжающих компаний по усовершенствованию учета использованной бытовыми потребителями электроэнергии, низкий уровень проводимых мероприятий по предупреждению безучетного потребления электроэнергии. На устранение этих недостатков необходимо обратить самое серьезное внимание руководителям всех энергоснабжающих компаний. Несмотря на острый дефицит денежных средств, отсутствие бюджетных ассигнований, в 1998 г. по министерству освоено 1,085 млрд. грн. капитальных вложений при плане 1,868 млрд. грн. В том числе в эксплуатацию введены основные фонды на сумму 1,062 млрд.грн. Основные капитальные вложения, в соответствии с Программой Кабинета Министров Украины, направлялись на строительство генерирующих мощностей (энергоблок № 2 Хмельницкой АЭС, энергоблок № 4 Ривненской АЭС, Днестровская ГАЭС), строительство энергоблока № 9 Добротворской ТЭС, дальнейшее развитие электрических сетей, в первую очередь линий электропередачи для выдачи мощности атомных электростанций, в том числе ВЛ 750 кВ Южнодонбасская-Донбасская, которая поставлена под рабочее напряжение в 1998 г. Необходимо отметить, что объем незавершенного строительства в 1998 г. составил более 5 млрд.грн., что вызвано наличием большого количества одновременно строящихся объектов, отсутствием концентрации средств на строительство важнейших объектов. В условиях дефицита средств такое положение недопустимо. В первом полугодии 1999 г. освоение капитальных вложений не лучше чем в прошлом году. Освоено всего 322 млн.грн. из запланированных на полугодие 820 млн.грн., а ведь сделать необходимо очень многое. В первую очередь - продолжить основные работы прошлого года, необходимо наращивать золоотвалы на ТЭС Донбассэнерго, необходима реконструкция и замена устаревшего оборудования на ряде тепловых электростанций и многое другое. В определенной степени недостаточное освоение капитальных вложений обусловлено проблемами, возникающими во взаимоотношениях между энергопредприятиями и предприятиями строительно-монтажного комплекса.

Создание потенциальными заказчиками собственных строительных подразделений, широкое привлечение к работе на объектах энергетики сторонних, как правило, малоквалифицированных организаций и мелких частных фирм, при наличии мощных, специализированных строительных организаций, имеющих специально обученный и опытный персонал, нанесло значительный урон строительно-монтажному комплексу. А вместе с экономическими проблемами это привело к постепенной деградации и значительному разрушению строительного производства в отрасли. Трудности с финансированием строительства и оплатой выполненных работ, стремление заказчика построить "много" без выделения соответствующих средств, отсутствие каких-либо отраслевых нормативных документов, регламентирующих взаимоотношения подрядчика с заказчиком и, наконец, сложность в проведении товарообменных операций поставили строительные подрядные организации в критическое положение, граничащее с полной остановкой строительного производства. Финансирование запланированных объемов строительства или не ведется, или ведется крайне неудовлетворительно. Такое положение надо немедленно исправлять. Для обеспечения финансирования строительства и реконструкции общеотраслевых объектов энергетики необходимо уже сейчас в составе тарифа на электроэнергию установить целевую надбавку на капитальное строительство. Нашей большой ошибкой является то, что мы практически исключили из процесса функционирования отрасли науку. Речь не идет о каких-то далеких от практических задач теоретических изысканиях. Речь идет о том, что разрушена существовавшая всегда инновационная модель функционирования отрасли. Научно-исследовательские, проектные, конструкторско-технологические и наладочные организации являлись неотъемлемой составляющей энергетического комплекса, решавшей проблемы эффективного функционирования существующей системы сегодня и на перспективу. Отсутствие сети этих организаций, способных на высоком научно-техническом уровне решать поставленные задачи, неизбежно ведет к потере ориентиров в стратегии развития отрасли и к снижению технического уровня текущей эксплуатации и технического обслуживания энергооборудования. Наиболее ускоренно процесс снижения роли науки в работе отрасли протекал в течение последних трех лет. Безусловно, это является результатом общих тенденций в государственном масштабе, однако у отрасли, при единой точке зрения министерства и энергокомпаний на недопустимость такого положения, должны быть свои возможности для исправления ситуации, независимые ни от бюджета, ни от Государственного инновационного фонда. Разве можно признать нормальным то, что в происходящих в течение многих лет преобразованиях в структуре отрасли, в производственных отношениях, в обновлении законодательного поля, в создании энергорынка, в формировании тарифной политики да и в разработке стратегии и научно-технической политики отрасли в целом, наука участия практически не принимает. Это привело к тому, что на сегодня отсутствует основной стержень, вокруг которого должны формироваться инвестиционная политика, внешнеэкономические связи отрасли в целом и в каждой энергокомпании в отдельности. На сегодня накоплено очень много свидетельств того, к каким негативным последствиям приводит политика, основанная только на решении сиюминутных проблем. Мы все заняты очень важными вопросами сбора средств, отключением неплательщиков, закупками топлива, ликвидацией долгов по зарплате и это правильно. Однако только работа на перспективу может избавить нас от всех этих проблем в будущем. И должны быть люди, руководители и соответствующие подразделения на всех уровнях управления, которые вместе с наукой должны квалифицированно решать вопросы развития отрасли. На сегодня складывается впечатление, что этим занимаются все, а на самом деле - никто. Следует отметить, что успешное прохождение осенне-зимнего максимума 1998-1999 годов и работа в первом полугодии 1999 г. были обеспечены исключительно за счет мобилизации государственных топливных ресурсов, расчет за которые не произведен до настоящего времени, по углю - на 538 млн.грн., газу - на 1 млрд.грн. А сегодня положение с топливообеспечением значительно хуже, чем в прошлом году. В период подготовки к осенне-зимнему максимуму происходит интенсивное срабатывание запасов угля! Остатки его на 15.07.99 составляли менее 2 млн.тонн, а в этот период прошлого года они составляли почти 3,4 млн.тонн. Поставка ядерного топлива на сегодня обеспечена в объеме 30 % от необходимого для прохождения осенне-зимнего максимума. Большинство проблем электроэнергетической отрасли связаны с недостаточным уровнем оплаты потребленной электрической и тепловой энергии, в перую очередь банковскими средствами. Особенно тяжелое положение с оплатой было в первые месяцы 1999 г. Платежная дисциплина потребителей в начале года резко ухудшилась и сборы денежными средствами за отпущенную энергию упали в январе и феврале до 11-12 % от стоимости потребленной энергии, что намного ниже минимальной потребности отрасли для поддержания ее жизнедеятельности. Сложившаяся ситуация потребовала принятия незамедлительных и действенных мер со стороны правительства, поэтому в начале января 1999 г. экономическое положение в энергетике по инициативе Кабинета Министров Украины было рассмотрено Президентом Украины. По результатам рассмотрения было дано поручение "О неотложных мерах по стабилизации финансово-экономического состояния электроэнергетической отрасли".

По распоряжению Кабинета Министров Украины от 09.03.99 г. № 174-р была создана правительственная комиссия по вопросам расчетов за потребленные энергоносители. Выполняя поручение Президента, министерство подготовило и Кабинет Министров Украины принял ряд постановлений по стабилизации состояния в отрасли. Так, постановлением от 24 марта 1999 г. № 441 "О неотложных мерах по стабилизации финансового состояния предприятий электроэнергетической отрасли" были упорядочены расчеты за энергию, в том числе и вексельное обращение, работа независимых поставщиков, а также определен порядок поставок электроэнергии потребителям. Были созданы новые механизмы расчетов, которые в условиях крайне низкого уровня поступления денежных средств позволили минимизировать ущерб для отрасли от всех форм бартеризации расчетов. Так, постановлениями Кабинета Министров Украины от 19 апреля № 621, 622, 623 и от 04.06.99 № 975 установлен порядок взаиморасчетов предприятий топливно-энергетического комплекса на безэмиссионной основе через банковские учреждения, а также регламентировано ипользование векселей Госказначейства и местных администраций для расчетов за энергию. Механизм таких расчетов предельно прозрачен, не допускает вымывания оборотных средств из отрасли и в настоящее время он начал успешно действовать.

Постоянная работа правительственной комиссии с привлечением областных государственных администраций к ежедневному контролю состояния расчетов предприятий-должников за отпущенную энергию, ее принципиальная позиция по ограничению их потребления и выполнение постановлений Кабинета Министров позволили увеличить сбор денежных средств.

Всего в первом полугодии 1999 г. было выработано и отпущено потребителям электрической и тепловой энергии на сумму 6,353 млрд. грн. Фактическая оплата составила 4,157 млрд. грн., или 65,4 % против 79,8% за 1998 г. Дебиторская задолженность за первое полугодие возросла почти на 37 %. Как и раньше, основными должниками остаются предприятия горжилкомхоза (32,8 % от общего долга), агрокомплекса (12,6 %), угольной промышленности (8,6 %), химической и металлургической промышленности (11,2 %) и бюджетные организации обоих уровней (6,8 %).

Возросла также за первое полугодие на 3,8 млрд.грн. кредиторская задолженность, которая на 01.07.99 г. составляла 11,8 млрд.грн. Сказался низкий уровень оплаты за энергию, особенно в первом квартале 1999 г., и курсовая разница по расчетам за газ. Основными кредиторами отрасли являются поставщики топлива и Госкомрезерв, на которых приходится 80 % задолженности.

В результате мер, которые были приняты правительством и Минэнерго, ситуация начала улучшаться и уровень оплаты в июне увеличился до 133 %, т.е. началось погашение задолженности. Уровень оплаты денежными средствами в июне составил 24 %, против 17,5 % в мае. Это позволило сократить в июне дебиторскую задолженность на 340 млн. грн., а кредиторскую - на 150 млн. грн.

Благодаря увеличению поступления банковских средств и улучшению финансового состояния генерирующих компаний, в апреле-мае практически полностью выплачена текущая заработная плата и снизилась задолженность по ней от 135,9 млн. грн., по состоянию на 01.03.99 г., до 113,4 млн. грн. Это помогло снизить социальную напряженность в трудовых коллективах, существовавшую в начале 1999 г. и выразившуюся в акциях протеста, в основном работников АЭС.

Говоря о перспективах развития энергетики целесообразно разделить более отдаленные перспективы и ближайшие.

Основные направления развития электроэнергетики Украины до 2010 г. определены Национальной энергетической программой Украины, принятой Верховной Радой Украины в мае 1996 г.

Предусматривается переориентировать энергетику на максимальное использование собственных топливных ресурсов, снизить зависимость Украины от импорта энергоносителей и расширить количество стран, из которых импортируется топливо, ведь сегодня энергетика Украины вынуждена ежегодно закупать импортное органическое (прежде всего природный газ, нефть, и частично, каменный уголь) и ядерное топливо на сумму до полутора миллиардов долларов. Необходимо повысить качество и эффективность использования энергоносителей и, в первую очередь, собственного угля за счет модернизации теплотехнического оборудования с внедрением новых угольных экологически "чистых" технологий.

Для приведения Национальной энергетической программы в соответствие с современными требованиями Минэнерго разработало предложения по внесению изменений и дополнений, по уточнению этапов развития электроэнергетической отрасли, объемов производства электроэнергии, объемов и сроков реконструкции тепловых электростанций, основных и распределительных электрических сетей, путей и задач развития атомной энергетики.

Дальнейшая эксплуатация оборудования ТЭС без проведения реконструкции и технического перевооружения, без внедрения новых технологий может привести к необратимому процессу снижения имеющегося потенциала энергетики Украины.

Одним из путей решения этой проблемы является внедрение новых угольных энерготехнологий - прежде всего строительство котлов с циркулирующим кипящим слоем (ЦКС), а затем и ЦКС под давлением. Эти технологии позволяют увеличить КПД энергоблоков до 40-41 %, использовать низкокачественный уголь и шлам без подсветки мазутом и газом, довести выбросы вредных веществ в атмосферу до европейских норм, повысить маневренность тепломеханического оборудования, резко уменьшить использование природного газа, повысить надежность котельного оборудования.

Учитывая исключительную важность надежного функционирования АЭС, их значительный вклад в общее производство электроэнергии предлагается выполнить комплекс мер по:
- повышению безопасности функционирования действующих энергоблоков;
- завершению строительства энергоблоков № 4 Ривненской и № 2 Хмельницкой АЭС с реакторами ВВЭР-1000;
- решению вопросов надежного и экономического обеспечения атомной энергетики ядерным топливом путем создания ядерно-топливного цикла (ЯТЦ).

Кроме этого, необходимо создание собственной инфраструктуры обращения с отработанным ядерным топливом (ОЯТ). Основные задачи в сфере обращения с ОЯТ АЭС Украины на период до 2010 г. заключаются в создании пристанционных хранилищ для долгосрочного (до 5 лет) "сухого" хранения ОЯТ на всех АЭС Украины, налаживании в Украине производства контейнеров ОЯТ, создании центрального хранилища для долгосрочного "сухого" хранения ОЯТ. Требуется также решение проблемы надежного и безопасного хранения радиоактивных отходов.

К 2010 г. подойдут сроки снятия с эксплуатации ныне действующих энергоблоков АЭС с выводом их сначала по одному в год, а затем по 2-3 блока. Если уже сегодня не финансировать работы по продлению сроков эксплуатации, освоению новых площадок и строительству замещающих мощностей, то уже в 2020 г. мы потеряем только на АЭС 11 млн. кВт.

Процедуры по снятию с эксплуатации Чернобыльской АЭС будут начаты в 2000 г. При проведении работ будет учтена возможность повторного использования площадки, объектов, строительных конструкций и технологического оборудования, в частности, возможность включения промышленных мощностей и кадровых ресурсов Чернобыльской АЭС в единую структуру предприятий по снятию с эксплуатации и обращению с радиоактивными отходами.

Предстоит выполнить работы по превращению объекта "Укрытие" в экологически безопасную систему, в том числе: по стабилизации состояния объекта "Укрытие", повышению эксплуатационной надежности и долговечности конструкций и систем, разработке технологий, средств изъятия и частичному изъятию топливосодержащих масс и их переработке с дальнейшим долгосрочным сохранением (захоронением) в хранилищах радиоактивных отходов и многое другое.

Необходимо обеспечить развитие основной сети 330-750 кВ. С учетом ввода в эксплуатацию двух энергоблоков на Ривненской и Хмельницкой АЭС, на первый план выходит проблема транзита электроэнергии в центральные и восточные регионы по сечению Запад - Винница, Винница - Южно-Украинская АЭС и Южно-Украинская АЭС - Днепр. Необходим срочный ввод в эксплуатацию электросетей 330-750 кВ Запад-Восток.

На первом этапе, до 2003 г. планируется: окончание строительства и реконструкции объектов высокой и средней степени готовности, в том числе: окончание строительства энергоблоков № 2 Хмельницкой и № 4 Ривненской АЭС, первой очереди Ташлыкской и Днестровской ГАЭС.

Однако практическая реализация программы развития электроэнергетики сдерживается крайне неудовлетворительным финансовым состоянием отрасли.

Главными причинами такого состояния являются обострение финансово-платежного кризиса в экономике Украины, следствием которого явилось снижение уровня оплаты за электрическую и тепловую энергию, в первую очередь денежными средствами, недооценка особенностей работы отрасли в действующем законодательстве, а также ошибки, допущенные и накопленные в процессе реорганизации и приватизации отрасли в условиях ограниченного опыта рыночных преобразований.

Вместе с тем неудовлетворительная организация в отрасли работы предприятий, особенно по вопросам реализации электрической и тепловой энергии, привела к многочисленным нарушениям. Особенно возмущает недобросовестное отношение облэнерго к своим обязанностям по перечислению собранных банковских средств в энергорынок в полном объеме. Работа специальной следственной комиссии Генеральной прокуратуры показала глубину и масштабность негативных процессов. По результатам работы комиссии мы должны сделать серьезные выводы, разработать комплекс мероприятий по устранению выявленных нарушений и не допускать их впредь.

Тем более, что и сегодня можно привести примеры невыполнения приватизированными облэнерго даже решений правительства. Так, не выполняется постановление № 623 и № 975 о проведении централизованных расчетов за уголь, газ и железнодорожные перевозки органического топлива. Отказалось провести такие расчеты Львовоблэнерго - на 19 млн. грн. при наличии долга за электроэнергию перед Укрэнерго 166 млн.грн., Одессаоблэнерго - на 10,9 млн.грн. при наличии долга 277 млн.грн., Сумыоблэнерго - на 7,2 млн.грн. при долге 56,9 млн.грн., Луганскоблэнерго - на 2,2 млн.грн. при долге 72,3 млн.грн., Кировоградоблэнерго - на 2,5 млн.грн. при долге 82 млн.грн. Это привело к приостановке перевозки угля от шахт Луганской и Львовской областей. Не обеспечиваются также расчеты с НАК "Нефтегаз Украины" за использованный электростанциями газ и при этом упомянутыми облэнерго отключаются нефтедобывающие и газоперекачивающие станции.

Этим облэнерго не следует забывать, что они сегодня работают и будут работать и дальше в единой энергосистеме страны. И никто не позволит в угоду местным коммерческим интересам ставить под угрозу ее целостность.

В 1999 г. в Украине резко увеличились центробежные силы, направленные на преодоление кризисных явлений на региональном уровне. Опасность этого явления для энергетики заключается в том, что, за счет более-менее стабильно работающих и экономичных предприятий отрасли, делаются попытки поправить дела в областях. В большинстве случаев эти схемы недостаточно проработаны, не учитывают общегосударственные интересы и могут привести к разрушению единого электроэнергетического комплекса страны.

Мы считаем, что функционирование электроэнергетики Украины на условиях и принципах Оптового рынка электрической энергии, в рамках действующего Закона об электроэнергетике, в настоящий момент является безальтернативным. И строить взаимоотношения участников энергорынка необходимо в условиях ясного и прозрачного тарифообразования, безусловного исполнения взаимных обязательств при энергообеспечении как поставщиков, так и потребителей.

Только наличие Оптового рынка электрической энергии в сочетании с диспетчерским управлением позволит сохранить единую энергетическую систему Украины и обеспечить энергетическую безопасность государства. О негативных моментах функционирования энергорынка можно говорить много, но связаны они в первую очередь не с самими его принципами, а прежде всего с отсутствием необходимого опыта, очень короткими сроками внедрения новой системы и соответствующей законодательной базы.

Разработка и обеспечение правовой базы финансово-экономических отношений между участниками энергорынка позволит повысить ответственность в расчетах за отпущенную и купленную электрическую энергию. В обязательном порядке следует предусмотреть имущественную ответственность за неплатежи.

Ведь сегодня договор Оптового рынка, на основании которого построены отношения на нем, не отвечает действующему законодательству, что позволяет брать электрическую энергию на Оптовом рынке и не рассчитываться за нее. При этом действующий договор рынка не позволяет применять в полном объеме механизмы ответственности за невыполнение обязательства по оплате за полученный товар. Для урегулирования порядка оплаты за электроэнергию на Оптовом рынке было принято соответствующее постановление Кабинета Министров и Национального банка, однако для установления такого порядка необходимо принятие законодательного акта. Минэнерго внесло на рассмотрение Верховной Рады Украины проект Закона об установлении порядка расчетов с применением распределительных счетов, однако он был отклонен Верховной Радой.

С участием Минэнерго, Национальной комиссии по вопросам регулирования электроэнергетики Украины разработан проект Закона "Об основных принципах функционирования Оптового рынка", который законодательно закрепляет концепцию Оптового рынка и регулирует правовые, организационные и экономические основы его функционирования. Однако народными депутатами поданы альтернативные проекты, которые кардинально меняют саму концепцию Оптового рынка. Верховная Рада Украины приняла решение о создании совместной рабочей группы для подготовки согласованного закона и Минэнерго принимает активное участие в ее работе.

Вопрос о расчетах на энергорынке настолько важен сегодня, что по инициативе группы народных депутатов, при участии Минэнерго, разработан и уже поддержан Комитетом по вопросам топливно-энергетического комплекса проект Закона "Об урегулировании расчетов на Оптовом рынке электроэнергии Украины", направленный на защиту интересов генерирующих компаний.

До принятия упомянутых законов, для упорядочения деятельности Оптового рынка электрической энергии в части повышения взаимной ответственности его субъектов за выполнение обязательств по расчетам за использованную электрическую энергию, Минэнерго разработало проекты Правил функционирования Оптового рынка электрической энергии и типовые двухсторонние договора на ее покупку-продажу, которые были одобрены на заседании правительственной комиссии по вопросам расчетов за энергоносители. Принятие соответствующего постановления Кабинета Министров Украины, как мы надеемся, сразу нормализует ситуацию на Оптовом рынке.

Приватизационные процессы в украинской энергетике - это часть реформирования общегосударственной экономики. К сожалению, и здесь были допущены существенные просчеты.

В отрасли была проведена структурная перестройка - разделена генерация электрической энергии, ее транспорт, распределение и поставка, что позволило создать единый в Украине энергорынок.

27 энергоснабжающих компаний были подготовлены к основному этапу приватизации - продаже больших пакетов акций, которые предусматривалось продать на конкурсных основах стратегическим инвесторам для привлечения значительных инвестиций, новых технологий и передовых методов управления. Однако надежды на получение инвестиций не оправдались. Из-за несовершенства законодательства и позиции Фонда государственного имущества (ФГИ) значительную часть акций скупили офшорные компании, которые не были заинтересованы в инвестициях в энергетику, а стратегический инвестор, действительно необходимый для отрасли, так и не появился.

Минэнерго неоднократно обращалось в ФГИ и Кабинет Министров Украины, высказывая крайнюю озабоченность сложившейся ситуацией и призывая прекратить неконтролируемую приватизацию. Предложения Минэнерго обосновывали необходимость проведения в электроэнергетической отрасли некоммерческих конкурсов под инвестиционные обязательства, поcкольку отрасль является стратегически важной для государства, технологически очень сложной и необходимо четко представлять, кто и с какими намерениями собирается покупать ее объекты, совпадает ли стратегия инвестора с интересами государства, и прежде всего с интересами потребителей, имеет ли инвестор опыт работы с объектами электроэнергетики. Предлагая ориентацию на стратегического инвестора, Минэнерго исходило из позитивного опыта уже проведенной приватизации энергетики в ряде стран. Главными проявлениями нового подхода являются переход к проведению некоммерческих конкурсов, более жесткие требования к претендентам на участие в конкурсе, более профессиональные составы конкурсных комиссий, ограничение одновременного проведения конкурсов - не более двух компаний в месяц и так далее. Однако вовремя ситуацию переломить не удалось.

Только после того, как контрольные пакеты акций по семи энергоснабжающим компаниям перешли от государства к частным структурам, было приостановлено проведение конкурсов по продаже пакетов акций энергетических компаний.

Сегодня при полной ответственности за состояние отрасли Минэнерго практически не имеет рычагов влияния на большинство генерирующих и энергоснабжающих компаний, управление которыми осуществляется частично Минэнерго, частично Национальным агентством по управлению государственными корпоративными правами, местными органами исполнительной власти, частными структурами, а в полной мере - никем.

Для такой отрасли как электроэнергетика это недопустимо и Минэнерго прилагает все усилия для исправления ситуации.

Необходимо в кратчайшие сроки внести изменения в тактику и механизм проведения приватизации объектов электроэнергетического комплекса с учетом негативного опыта. Приватизацию объектов электроэнергетического комплекса следует проводить только после усиления регулирующих и контролирующих функций государства, учитывающих особенности работы с объектами, которые имеют разные формы собственности, с позиций сохранения целостности единой энергетической системы страны.

В настоящее время разработана новая редакция программы приватизации энергетики, которая была согласована Кабинетом Министров Украины вместе с мероприятиями по ее реализации. В соответствии с утвержденной программой разработан Закон Украины и Указ Президента "Об особенностях приватизации в топливно-энергетическом комплексе", который готовится Кабинетом Министров Украины для представления Президенту Украины на утверждение.

Кабинет Министров Украины постановлением от 06.06.99 № 951 передал в управление Минэнерго пакеты акций энергетических компаний, которые на сегодня еще остались в государственной собственности. Однако, схема управления по действующему законодательству, когда юридически акционером (государственных пакетов акций) является Национальное агентство Украины по управлению государственными корпоративными правами, не позволяет Минэнерго в полной мере использовать права, предоставленные Кабинетом Министров Украины. Основные вопросы повседневной и перспективной деятельности компаний (утверждение технико-экономических показателей, формирование кадровой политики в отношении руководящего состава компании, контроль за компаниями в части поддержания функционирования единой энергетической системы страны при наличии различных форм собственности и тому подобное) Минэнерго должно предварительно согласовывать с работниками Национального агентства. При этом часто возникают различные сугубо профессиональные недоразумения, поскольку в Национальном агентстве отсутствуют квалифицированные специалисты в области энергетики.

Для исправления ситуации, сложившейся в отрасли, Минэнерго предлагает через корпоратизацию Государственного предприятия "Национальная энергетическая компания "Укрэнерго" создать акционерную энергетическую компанию, в уставный фонд которой передать пакеты акций, которые закреплены за государством, всех акционированных энергогенерирующих и энергоснабжающих компаний. Проект соответствующего Указа Президента Украины "Об управлении электроэнергетическим комплексом Украины" подготовлен Минэнерго и направлен на согласование причастным министерствам и ведомствам.

Одним из источников поступления средств для отрасли могут быть внешние инвестиции.

Начато внедрение пяти проектов с привлечением средств международных финансовых организаций, возвращение которых гарантировано на государственном уровне, а именно:
- развития рынка электроэнергии (заем Мирового банка 317 млн.дол. США);
- реабилитации ГЭС и управления в системе (заем Мирового банка 114 млн.дол.США);
- реконструкции четвертого энергоблока Старобешевской ТЭС ( заем ЕБРР 113,2 млн.дол. США);
- реконструкции блока № 8 Змиевской ТЭС (заем немецких коммерческих банков 126,6 млн. ДМ);
- реабилитации и расширение централизованного теплоснабжения г. Киева (заем Мирового банка 200 млн.дол. США).

Договоры с МБРР и ЕБРР ратифицированы Верховной Радой Украины; возвращение кредита немецких коммерческих банков гарантировано Кабинетом Министров Украины.

Следует отметить, что проекты реализуются в нестабильной и противоречивой законодательной среде, что в определенной мере препятствует притоку иностранных инвестиций.

С целью улучшения инвестиционного климата необходимо устранить противоречия в действующих законодательных актах. В частности, возобновить налогообложение по нулевой ставке товаров и услуг, поставка которых осуществляется за счет иностранных кредитов под гарантии Кабинета Министров Украины, а также принять новый закон о специальном порядке начисления налогов и сборов для субъектов предпринимательской деятельности, которые осуществляют инвестиционные проекты в приоритетных отраслях Украины.

Начало инвестиционного процесса в Украине характеризовалось привлечением к финансированию проектов кредитных ресурсов финансовых учреждений. Однако, как показала практика, финансирование проектов таким путем не является наиболее выгодным. Поэтому Минэнерго ведет поиск новых форм привлечения инвестиционных ресурсов за счет создания совместных предприятий и продажи пакета акций под инвестиционные обязательства стратегических инвесторов на некоммерческих конкурсах. Примером таких проектов является завершение строительства Днестровской ГАЭС, строительство энергоблока № 9 Добротворской ТЭС.

Продолжается работа по поиску инвесторов для участия в финансировании ряда других проектов.

Отдельным и исключительно важным направлением деятельности Министерства в первом полугодии оставалась международная деятельность, связанная с реализацией положений Меморандума о взаимопонимании по вопросу закрытия Чернобыльской АЭС. Можно констатировать, как бесспорный успех, наполнение и начало реального функционирования фондов поддержки вывода ЧАЭС из эксплуатации. Основные усилия в этой сфере должны быть направлены на обеспечение необходимой технической и финансовой помощи стран Запада в решении всего комплекса вопросов, связанных с закрытием ЧАЭС. Это касается введения компенсирующих мощностей, создания инфраструктуры, необходимой для вывода, смягчения социальных последствий закрытия для персонала ЧАЭС.

Отдельно необходимо сказать о проектах по завершению строительства энергоблоков № 2 Хмельницкой и № 4 Ривненской АЭС. Украиной было принято решение о досрочном закрытии ЧАЭС при условии получения международной финансовой поддержки на ввод компенсирующих мощностей. Миновало почти четыре года со дня подписания Меморандума о взаимопонимании, но и до сих пор не определены четкие гарантированные сроки предоставления конкретной международной финансовой помощи. А в последнее время речь вообще зашла о переориентации на парогазовые установки. Минэнерго категорически не согласно с таким подходом.

Одним из самых существенных векторов внешних связей отрасли остаются связи с Россией. Это касается как вопросов параллельной работы энергетических систем, так и поставок российского топлива, оборудования, запчастей и материалов на украинские электростанции.

На протяжении первого полугодия осуществлялся активный переговорный процесс с Россией относительно таких ключевых направлений, как сотрудничество в области ядерного топливного цикла и достройки атомных блоков Ривненской и Хмельницкой АЭС. К сожалению, на сегодня соответствующие соглашения, которые бы создавали почву для развития сотрудничества в этих сферах, не подписаны. Необходимо активизировать работу с российской стороной в этом направлении.

Необходимо сконцентрировать усилия на решении проблем экспорта электроэнергии, не только технических, которые хорошо известны, но и на поиске новых организационных форм для реализации экспорта, не ограничиваясь при этом бартерными контрактами. Значительные резервы в этом плане заложены в развитии международного сотрудничества путем создания общих хозяйственных форм с заинтересованными иностранными компаниями, включая компании стран Западной Европы и России. Учитывая изменения, которые происходят в Европе в направлении либерализации рынка электроэнергии, поиск новых партнеров может быть не только оправданным, но и является просто необходимым.

Нуждается в активизации работа по заключению необходимых международных соглашений и договоров, усовершенствованию внутреннего законодательства с целью создания правовой базы для развития экспортных возможностей, основные направления развития которых изложены в Концепции расширения экспортного потенциала электроэнергетической отрасли, утвержденной Кабинетом Министров Украины. Реализация положений Концепции является главным приоритетом во внешней деятельности министерства.

Вы, наверное, обратили внимание, что при рассмотрении практически любого вопроса неизбежно затрагивались законодательные проблемы. Поэтому одной из задач Министерства энергетики является правовое обеспечение функционирования энергетической отрасли.

В последнее время принят ряд нормативно-правовых актов, например, закон о продлении нулевой ставки при оплате налога на добавленную стоимость на электроэнергию, однако значительное число проблем до сих пор не решено.

Действия субъектов в электроэнергетике опережают законодательство. Это прежде всего относится к отношениям на Оптовом рынке, о чем говорилось ранее.

Следующая проблема - налоговое законодательство, в котором не всегда учитываются особенности энергетики.

Так, определение валового дохода предприятий по дате отгрузки продукции усиления регулирующих и контролирующих функций государства, учитывающих

особенности работы с объектами, которые имеют разные формы собственности, с позиций сохранения целостности единой энергетической системы страны;

государственную часть акций всех энергетических компаний передать в управление Минэнерго Украины с последующим созданием в первом квартале 2000 г. государственной акционерной энергетической компании;

усилить ответственность руководителей всех уровней за обеспечение оплаты за энергоресурсы, что даст возможность обеспечить выплату текущей заработной платы, соответствующие платежи в бюджет и, что самое главное, оплату топлива;

урегулировать вопрос покрытия курсовой разницы, которая возникла из-за фиксации долгов за газ в долларах США;

установить порядок товарного кредитования предприятий и организаций, которые нельзя отключать, в виде поставок электрической и тепловой энергии с последующей передачей активов топливоснабжающим организациям;

установить ответственность должностных лиц за безоплатное использование энергии без оформления товарного кредита;

обеспечить жесткий подход к потребителям-неплательщикам, отключая их от сети;

обеспечить жесткий подход к облэнерго, которые, забирая электроэнергию на энергорынке, продают потребителям и не рассчитываются за нее, используют средства генерирующих компаний и поставщиков топлива на свое усмотрение. Применять к ним механизм банкротства с возможной передачей собственности тем же топливоснабжающим организациям.

Реализация этих и других мероприятий сегодня позволит нам обеспечить развитие отрасли на дальнейшую перспективу.

1.1 Приливы в море.

Под влиянием притяжения Луны и Солнца происходят периодические поднятия и опускания поверхности морей и океанов – приливы и отливы. Частицы воды совершают при этом и вертикальные и горизонтальные движения. Наибольшие приливы наблюдаются в дни сизигий (новолуний и полнолуний), наименьшие (квадратурные) совпадают с первой и последней четвертями Луны. Между сизигиями и квадратурами амплитуды приливов могут изменяться в 2,7 раза.

Вследствие изменения расстояния между Землей и Луной, приливообразующая сила Луны в течение месяца может изменяться на 40%, изменение приливообразующей силы Солнца за год составляет лишь 10%. Лунные приливы в 2,17 раза превышают по силе солнечные.

Основной период приливов полусуточный. Приливы с такой периодичностью преобладают в Мировом океане. Наблюдаются также приливы суточные и смешанные. Характеристики смешанных приливов изменяются в течение месяца в зависимости от склонения Луны.

В открытом море подъем водной поверхности во время прилива не превышает 1 м. Значительно большей величины приливы достигают в устьях рек, проливах и в постепенно суживающихся заливах с извилистой береговой линией. Наибольшей величины приливы достигают в заливе Фанди (Атлантическое побережье Канады). У порта Монктон в этом заливе уровень воды во время прилива поднимается на 19,6 м. В Англии, в устье реки Северн, впадающей в Бристольский залив, наибольшая высота прилива составляет 16,3 м. На Атлантическом побережье Франции, у Гранвиля, прилив достигает высоты 14,7 м, а в районе Сен-Мало до 14 м. Во внутренних морях приливы незначительны. Так, в Финском заливе, вблизи Ленинграда, величина прилива не превышает 4...5 см, в Черном море, у Трапезунда, доходит до 8 см.

Поднятия и опускания водной поверхности во время приливов и отливов сопровождаются горизонтальными приливо-отливными течениями. Скорость этих течений во время сизигий в 2...3 раза больше, чем во время квадратур. Приливные течения в моменты наибольших скоростей называют «живой водой».

При отливах на пологих берегах морей может происходить обнажение дна на расстоянии в несколько километров по перпендикуляру к береговой линии. Рыбаки Терского побережья Белого моря и полуострова Новая Шотландия в Канаде используют это обстоятельство при ловле рыбы. Перед приливом они устанавливают на пологом берегу сети, а после спада воды подъезжают к сетям на телегах и собирают попавшую в чих рыбу.

Когда время прохождения приливной волны по заливу совпадает с периодом колебаний приливообразующей силы, возникает явление резонанса, и амплитуда колебаний водной поверхности сильно возрастает. Подобное явление наблюдается, например, в Кандалакшском заливе Белого моря.

В устьях рек приливные волны распространяются вверх по течению, уменьшают скорость течения и могут изменить его направление на противоположное. На Северной Двине действие прилива сказывается на расстоянии до 200 км от устья вверх по реке, на Амазонке – на расстоянии до 1 400 км. На некоторых реках (Северн и Трент в Англии, Сена и Орне во Франции, Амазонка в Бразилии) приливное течение создает крутую волну высотой 2...5 м, которая распространяется вверх по реке со скоростью 7 м/сек. За первой волной может следовать несколько волн меньших размеров. По мере продвижения вверх волны постепенно ослабевают, при встрече с отмелями и преградами они с шумом дробятся и пенятся. Явление это в Англии называется бор, во Франции маскаре, в Бразилии поророка.

В большинстве случаев волны бора заходят вверх по реке на 70...80 км, на Амазонке же до 300 км. Наблюдается бор обычно во время наиболее высоких приливов.

Спад уровня воды в реках при отливе происходит медленнее, чем подъем во время прилива. Поэтому, когда в устье начинается отлив, на удаленных от устья участках еще может наблюдаться последействие прилива.

Река Сен-Джонс в Канаде, недалеко от места впадения в залив Фанди, проходит через узкое ущелье. Во время прилива ущелье задерживает движение воды вверх по реке, уровень воды выше ущелья оказывается ниже и поэтому образуется водопад с движением воды против течения реки. При отливе же вода не успевает достаточно быстро проходить через ущелье в обратном направлении, поэтому уровень воды выше ущелья оказывается выше и образуется водопад, через который вода устремляется вниз по течению реки.

Приливо-отливные течения в морях и океанах распространяются на значительно

1.2 Тепловая энергия моря.

<...> Природный потенциал энергии теплового градиента оценивается в 1013 Вт. <...> В настоящее время наблюдается значительный разброс в оценках реального потенциала энергии моря, вполне вероятной является цифра порядка 1011 Вт. Для сравнения заметим, что суммарная установленная мощность всех существующих электростанций составляет порядка 1012 Вт. <...> (С. 67)

<...> В одной камере происходит адиабатическое расширение теплой морской воды под низким давлением. Водяной пар вращает турбину электрогенератора, а затем поступает в камеру с холодной водой, где давление, естественно, ниже, и конденсируется. Одно из преимуществ данной системы заключается в том, что конденсат представляет собой практически опресненную воду, которую можно использовать для питья.<...>

<...> При градиенте температур порядка 20 °С реальный КПД установки преобразования тепловой энергии океана составляет около 3% против 30% у электростанции, работающей на обычном топливе. Поскольку холодная вода находится на большой глубине (вплоть до 100 м), а расход воды на производство 1 МВт электроэнергии достигает порядка 4–8 м3/с, можно представить, каких размеров должна быть установка.

1.3 Гидроэлектростанции (ГЭС)

На гидроэлектростанциях электрическая энергия получается в результате преобразования энергии водного потока. Каждая ГЭС состоит из гидротехнических сооружений, обеспечивающих необходимую концентрацию потока воды и создание напора, а также энергетического оборудования, преобразующего энергию движущейся под напором воды в электрическую. Такое преобразование осуществляется с помощью гидравлической турбины, основным элементом которой является рабочее колесо. Вода, попадая из водохранилища по напорному трубопроводу на лопасти рабочего колеса, вращает его, а вместе с ним и ротор генератора, вырабатывающего электроэнергию.

Существуют две основные схемы концентрации напора гидротехническими сооружениями - плотинная и деривационная. В плотинной схеме предусмотрено сооружение плотины, перегораживающей в выбранном створе русло реки в результате чего образуется разность уровней воды в верховой и низовой по течению сторонах плотины. Создающееся при этом с верховой стороны водохранилище носит название верхнего бьефа, а часть реки с низовой стороны - нижнего бьефа. Разность уровней верхнего Zв.б. и нижнего Zн.б бьефов создает необходимый напор гидроэлектростанции Hгэс, при этом напор за счет кривой подпора будет несколько меньше того, который возможен при использовании рассматриваемого участка реки 1-2, т. е. Hуч. Величина представляет, таким образом, некоторую невосполнимую потерю напора: На горных реках с большими уклонами концентрация напора обычно осуществляется по деривационной схеме, реализуемой следующим образом. В выбранном створе реки возводится плотина 1(на рис.), создающая небольшой подпор и сравнительно малое водохранилище, из которого через водоприёмник 2 вода направляется в деривацию 3, представляющую собой искусственный водовод, выполняемый в виде открытого канала, туннеля или трубопровода. Из деривации вода поступает по напорным трубопроводам 6 к турбинам ГЭС 4. Таким образом, в этой схеме напор создается не плотиной, как в предыдущей схеме, а деривацией, при этом, если деривация напорная, то в конце ее для смягчения возможных при нестационарных режимах гидравлических ударах сооружается уравнительный резервуар 5. Естественно, что используемый гидроэлектростанцией напор Hгэс будет меньше Hуч на размер потерь в водоподводящем тракте (деривация, напорный трубопровод).

Плотинная схема
концентрации напора

Деревационная схема
концентрации напора

Разновидностью рассмотренных двух схем является плотинно-деривационная (смешанная) схема. Она реализуется в тех случаях, когда используемый участок реки на своем протяжении имеет различный уклон, в результате чего целесообразно использовать плотинную схему там, где уклон сравнительно невелик, и деривационную, где уклон существенно больше. Целесообразность использования этой схемы может диктоваться и другими соображениями.

Имеется несколько разновидностей собственно деривационных схем. К первой из них можно отнести так называемую межбассейновую деривационную схему (рис. 2.24). В этой схеме концентрация напора осуществляется путем переброски воды из реки А в реку Б, при этом необходимо, чтобы разность уровней воды Hуч в этих реках была значительной, а расстояние между ними и соответственно длина - сравнительно небольшими. Другой разновидностью является межбассейновая схема с насосным подъемом воды на водораздел, где устраивается водохранилище (рис. 2.25). Высота подъема воды H2 обычно меньше высоты измеряемой разностью уровней водораздельного бассейна и нижнего бьефа у здания ГЭС Н2. Установки, в которых насосы и турбины размещаются в одном здании (рис. 2.26), называются гидроаккумулирующими электростанциями (ГАЭС). Нижним бассейном (бьефом) такой ГАЭС могут служить водохранилище или река, а в качестве верхнего бассейна (бьефа) используется существующее озеро, имеющее или не имеющее естественную приточность, или специально созданное на определенной высоте водохранилище. На первых ГАЭС устанавливали две раздельные пары машин: гидротурбину с генератором и электродвигатель с насосом. Такие схемы по числу устанавливаемых машин называют четырехмашинными. Синхронная электрическая машина может работать как в генераторном, так и в двигательном режимах. На основе использования этого свойства была создана трехмашинная схема, в которой отсутствует отдельный двигатель насоса. Появление обратимых гидромашин, работающих как в насосном, так и в турбинном режимах, позволило перейти к двухмашинной схеме ГЭС, имеющей агрегаты, на одном валу которых размещаются как обратимая электрическая машина, так и обратимая гидравлическая. Процесс гидравлического аккумулирования энергии сводится к следующему. В ночное время, когда нагрузка энергосистемы сильно снижается, включаются электродвигатели насосов ГАЭС, накачивающие воду из нижнего бассейна в верхний. В периоды пиков нагрузки энергосистемы запасенная в верхнем бассейне вода пропускается через турбины ГАЭС и находящиеся на одном валу с ними генераторы вырабатывают электроэнергию. Если при этом в верхний бассейн не поступает естественная приточность и один и тот же объем воды (без учета п потерь на испарение и фильтрацию) перекачивается вверх и спускается вниз, то такие гидроаккумулирующие электростанции носят название ГАЭС чистого типа. Если имеется постоянный естественный приток воды в верхний бассейн, то в этом случае образуется ГЭС смешанного типа или, как ее еще называют, ГЭС-ГАЭС. В этом случае мощность ГАЭС можно получить несколько большего значения, чем при отсутствии приточности. Достоинством ГАЭС в современных условиях работы энергетических систем является то, что она искусственно создает гидроэнергетические ресурсы, что важно для тех районов, где этих ресурсов недостаточно. Кроме того, ГАЭС играют существенную роль в режиме покрытия суточного графика нагрузки системы, создавая дополнительную нагрузку в часы ночного провала электропотребления и пиковую мощность в часы повышенного спроса на электроэнергию Коэффициент полезного действия ГАЭС определяется к. п. д. насосного и турбинного режимов. Поэтому он будет меньше, чем к. п. д. ГЭС, и обычно не превосходит 0,70-0,78. Это значит, что из каждых 100 кВт-ч, забираемых ГАЭС из системы, обратно в нее возвращается примерно 75 кВт*ч. Однако этот недостаток смягчается тем, что дневная энергия, когда ГАЭС работает в турбинном режиме, оценивается значительно выше ночной, когда часть ее по существу является бросовой. Энергоэкономическая эффективность ГАЭС в значительной мере определяется используемым напором. Чем больше напор, тем для одной и той же установленной мощности можно обойтись меньшими объемами. Поэтому высоконапорные ГАЭС имеют лучшие технико-экономические показатели. Кроме рассмотренной выше ГАЭС суточного цикла аккумулирования могут быть ГАЭС и с более длительными цикламинедельными, сезонными. Однако для этого должны иметься необходимые гидрологические и топогеологические условия, что встречается довольно редко

В 2000г. ГЭС было произведено 9971.5млн кВт ч или 5.63% суммарной выработки электроэнергии по Украине.
Основные гидроэнергетические ресурсы Украины сосредоточены в бассейнах двух крупнейших рек Днепра и Днестра. Расположенные на них гидроэлектростанции объединены в "Украинскую ассоциацию ГЭС", которая входит в состав структуры Минэнерго Украины.
Большинство ГЭС расположены на Днепре. Дренажный бассейн Днепра составляет 503тыс кв.км, т/е ежегодно сбегает 53млрд м3 воды. И уровень падения составляет 220м на протяжении от России и Белоруссии через Украину до Черного моря. Эта водная система характеризуется крутыми порогами и низким началом реки. В период таяния снегов объем воды может увеличиваться на 25000м3
Днепровский каскад гидроэлектростанций включает в себя 6 ГЭС суммарной можностью 3.7 млн кВт. С учетом Киевской гидроаккумуляционной электростанции (ГАЭС), которая входит в комлекс сооружений Киевской ГЭС - 3.9млн кВт.
Основным регулятором стока воды в Днепре является Кременчугская ГЭС, имеющая полезный объем водохранилища 9млрд м3
Все гидроэлектростанции Днепровского каскада полностью автоматизированы. На них осуществляется автоматический запуск и остановка агрегатов, автоматический перевод с генераторного режима работы в режим синхронных компенсаторов и обратно.
ГЭС обеспечивают за счет своих водохранилищ орошение земель, общая площадь которых достигает 2.6млн га
Преимуществом ГЭС является отсутствие вредных выбросов в атмосферу.

Гидроэлектростанции Украины

Название

Мощность на 0.01.98г., МВт

Кол-во гидротурбин, шт х МВт

Киевская ГАЭС

235.5

3 х 41.5

Киевская ГЭС

361.2

16 х 18.5, 4 х 16.3

Каневская ГЭС

444

24 х 18.5

Кременчугская ГЭС

625

12 х 52

Днепродзержинская ГЭС

352

8 х 44

Днепровская ГЭС

1538.2

6 х 113.1, 2 х 104.5, 9 х 72, 1 х 2.6

Каховская ГЭС

351

6 х 58.5

Днестровская ГЭС

702

6 х 117

2. Расчетная часть.

На существующих в настоящее время низконапорных ГЭС и приливных электростанциях (ПЭС) применяются осевые турбины, у которых напорный поток воды движется вдоль оси турбины. При этом нагрузка на лопасти турбины :

[Мн]

где S- площадь лопасти , g=9,81 , h- высота канала .

Для классической турбины P=2500- 3000 [Мн]

Это увеличивает срок службы агрегата и снижает амортизационные затраты

Расход воды при этом :

[м2/c]

в традиционных ГЭС этот показатель превышает 1000 м2/c для одной турбины с одинаковым сечением канала .

.

Несколько десятилетий эксплуатации и исследований позволили довести конструкцию осевых турбин до высокой степени совершенства, но они дороги и их изготовление возможно лишь на специализированных турбостроительных заводах.
В 1984-86 гг. в Канаде и Японии были проведены исследования в напорном потоке поперечно-струйной (ортогональной) турбины - разновидности ротора Дарье с прямолинейными лопастями крыловидного профиля. Однако её КПД оказался менее 40 % и дальнейшие работы были прекращены.
В 1989-2000 гг. специалисты НИИЭС, найдя оптимальные геометрические очертания турбинной камеры и лопастной системы ортогональной турбины, повысили её КПД до 60-70 % (в зависимости от диаметра турбины) и доказали экономическую целесообразность её применения как на микроГЭС и малых ГЭС с напорами от 1 до 6 м, так и на ПЭС с максимальными приливами до 13 м при возможности двухсторонней работы ортогональной турбины.

Основные преимущества ортогональной турбины по сравнению с осевой

снижение массы (и следовательно стоимости) агрегата до 50 % при одинаковой мощности

увеличение на 40 % расхода через гидроузел при холостом режиме работы турбины, что позволяет кардинально сократить размеры водосливной плотины

сокращение размера здания электростанции и упрощение конструкции отсасывающей трубы (лекальность только водной плоскости)

возможность массового изготовления лопастей турбины по непрерывной технологии и сборки турбин на обычных (не турбиностроительных) машиностроительных заводах большими сериями, что в принципе решает казалось бы неразрешимую проблему строительства крупных ПЭС, где проектируется установка нескольких сотен гидроагрегатов.

Список литературы.

    Шигловский А.К. Энергосбережение в Украине. –К. Либидь 1997г.

    Мных Е.В. анализ эффективного использования топливноэнергетических ресурсов.

2