Энергоресурсы морей и рек

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

[pic]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).

| |

|[pic] |[pic] |

|Плотинная схема |Деревационная схема |

|концентрации напора |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 H1 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 |Кол-во |

| |0.01.98г., МВт|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 |352 |8 х 44 |

|ГЭС | | |

|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 :

[pic] [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 :

[pic] [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.

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

2. Мных Е.В. анализ эффективного использования топливноэнергетических

ресурсов.

Страницы: 1, 2