Електроенергетика України

Отже, постає питання, як здолати ці проблеми. Адже тут ми стикаємося з нашою постійною проблемою: робити треба дуже багато, а коштів, як завжди, не вистачає.

Так як ця галузь є однією з найважливіших у розвитку та існуванні держави, то питання про те чи варто її розвивати навіть не може ставитись. Отже, таким чином постає питання: яких заходів потрібно вжити для поліпшення ситуації, що склалася. Отож, саме ця проблема і є головною темою моєї роботи.

Аналіз проблеми.

Аналізуючи нинішню структуру енергетики, отримаємо як незаперечний факт, що вона не оптимальна. Як відомо, середній брутто ККД конденсаційних теплових електростанцій становить 34-38%. Якщо врахувати витрати електроенергії на власні потреби ТЕС (робота насосів, подріблення вугілля та інші), то нетто-ККД можна оцінити на рівні 30-34 %. Якщо ж врахувати ще й витрати на трансформацію і передачу електроенергії, які подекуди сягають 16 % і більше (а за нормативами мають бути в межах 6-8 %), то для окремих віддалених споживачів ТЕС працюють з ККД 22-26 %. Решта енергії первинного носія розсіюється в наколишнє середовище. Зовсім інша ситуація з використанням енергоносіїв спостерігається при когенерації - комбінованому виробництві електричної і теплової енергії. У цьому випадку брутто - ККД становить 75 -85 %. Якщо врахувати, що такі енергооб`єкти, у тому числі й ТЕЦ, як правило, не передають виробленої ними електричної енергії на далекі відстані, то їх нетто-ККД можна оцінювати на рівні 74-84 %, тобто у 3-3,5 рази вищий, ніж для великих конденсаційних ТЕС і ДРЕС. Перевага ДРЕС перед ТЕЦ у тому, що це електростанції надзвичайно великої потужності, де завдяки концентрації виробництва досягаються низькі експлуатаційні витрати, а в кінцевому результаті і нижчі тарифи не електроенергію. В більшості випадків тарифи на електроенергію, вироблену ТЕЦ, не можуть конкурувати з тарифами на електроенергію від ДРЕС. Однак зі зростанням цін на паливо, ця ситуація буде змінюватись на користь ТЕЦ. Енергетики в Західній Європі дотримуються думки, що частка електроенергії, виробленої ТЕЦ, повинна в загальному балансі становити близько 50 %. В Україні ж ця частка не перевищує 7 %[5]. Наведене свідчить, що структуру енергокомплексу України необхідно змінювати, збільшуючи частку ТЕЦ, а також інших заходів децентралізації електроенергетики, а тому будівництво електростанцій великої потужності має бути припиненим. Це стосується і АЕС, де ККД використання вилученої в реакторах енергії нижчий, ніж на конденсаційних ТЕС. Для реалізації цього напряму структурної перебудови енергокомплексу можна передбачати модернізацію (реконструкцію) відносно невеликих ТЕС на ТЕЦ там, де це можливо, а також застосування когенераційних надбудов на котельних, а також в енергомістких технологічних процесах різних виробництв, зокрема металургійних, хімічних, виробництва будівельних матеріалів і конструкцій. Переваги комунальної і децентралізованої енергетики окрім наведених вище полягають ще й у тому, що на спорудження енергооб`єктів потрібні менші капітальні вкладення. Дуже важливо, що вони менші не тільки в абсолютних одиницях, а й у відносних.Оптимальне співвідношення часток централізованої і комунальної (децентралізованої) енергетики має визначатись на підставі аналізу поточних техніко-економічних показників роботи енергооб`єктів і, зрозуміло, що воно не буде стабільним в часі. Особливої уваги потребує при цьому питання розміщення об`єктів комунальної і децентралізованої енергетики. У цьому випадку необхідно враховувати, що найбільші втрати виробленої електроенергії мають цілі регіони, віддалені від ДРЕС та АЕС на значні відстані (Крим, Одеська, Рівненська, Волинська, Житомирська області, південні частини Херсонської, Запорізької та Донецької областей), а на всій території України це переважно села, до яких прокладені ЛЕП відносно невисокої напруги (6 кВ, 10 кВ). За розрахунками фахівців США передача електроенергії напругою 11 кВ на відстань більше 5 км за діючих тарифів є збитковою через високі питомі і абсолютні втрати електроенергії. Із цього напрошується висновок, що для сіл та інших віддалених енергоспоживачів ефективне вирішення проблеми енергозабезпечення також вимагає створення власних електрогенеруючих об`єктів. У цьому випадку, маючи на увазі охопленість національною енергосистемою 97 % території України, можна вважати доцільним, щоб власні електрогенеруючі потужності були під`єднані до мережі і розраховані на покриття лише пікового навантаження, коли втрати енергії в мережі найбільші. Окрім поступового нарощування власних генеруючих потужностей, це дозволить "акумулювати" в електромережі оперативні надлишки генерованої енергії. Дані Світової енергетичної конференції щодо ресурсів енергоносіїв свідчать, що для забезпечення сучасних потреб в паливі та енергоносіях їх достатньо на такі терміни: нафта - 30 років; природний газ - 50-60 років; вугілля - 500-600 років; пального для АЕС на повільних (теплових) нейтронах - близько 11-25 років (за деякими даними 120 років), на швидких - 800-1000 років. Якщо врахувати незамкнутість паливно-ядерного циклу в Україні та небезпечність АЕС, а особливо на швидких нейтронах, яких Україна ще не має і невідомо, коли зможе розробити та впровадити, то найперспективнішим із освоєних енергоносіїв в енергетиці на майбутнє можна визначати лише вугілля. Навіть якби ми змогли найближчим часом вирішити проблеми поставок нафти та газу з інших, окрім Росії, країн, то й тоді з огляду на швидку вичерпність цих носіїв стратегію розвитку енергетики на довготривалу перспективу необхідно пов`язувати насамперед з вугіллям, якого в Україні є достатньо для забезпечення цих потреб, але структура вугледобування та техніка його використання в енергетиці потребує корінної модернізації. Особливої уваги потребує вирішення проблем запобігання забрудненню довкілля сірчаним ангідридом, оксидами азоту, пилом, що досить успішно вирішено в промислових країнах світу. З огляду на останнє необхідно використати їх досвід, а також знайти в нинішній скруті шляхи залучення іноземних інвесторів до модернізації паливно-енергетичного комплексу, пов`язаного з видобуванням та використання вугілля.