Приказ
Скачать 1.98 Mb.
|
Краткосрочные задачи (2011 - 2015 гг.) состоят в формировании технической базы, которая позволит решить проблему энергообеспечения страны на освоенных реакторных технологиях с безусловным развитием инновационных технологий: 1. Повышение эффективности, модернизация, продление срока службы действующих реакторов; 2. Достройка ранее начатых энергоблоков; 3. Обоснование работы реакторов в режиме маневренности и разработка систем поддержания работы АЭС в базовом режиме; 4. Сооружение новых энергоблоков следующего поколения, включая энергоблок с быстрым реактором БН-800 с одновременным созданием пилотного производства MOX топлива. 5. Разработка программ регионального атомного энергоснабжения на базе АЭС малой и средней мощности; 6. Развертывание программы работ по замыканию ядерного топливного цикла по урану и плутонию для решения проблемы неограниченного топливообеспечения и обращения с радиоактивными отходами и отходами ядерного топлива; 7. Развертывание программы использования ядерных энергоисточников для расширения рынков сбыта помимо электричества (теплофикация, теплоснабжение, производство энергоносителей, опреснение морской воды); 8. Сооружение энергоблоков в соответствии с Генсхемой. Среднесрочные задачи (2015 - 2030 гг.) заключаются в расширении масштабов атомной электроэнергетики и освоение инновационных технологий реакторов и топливного цикла: 1. Сооружение энергоблоков в соответствии с Генсхемой; 2. Разработка и внедрение инновационного проекта ВВЭР третьего поколения; 3. Вывод из эксплуатации и утилизация энергоблоков первого и второго поколений и замещение их установками третьего поколения; 4. Формирование технологической базы для перехода к крупномасштабной ядерной энергетике: - развитие радиохимического производства по переработке топлива; - опытная эксплуатация демонстрационного блока АЭС с быстрым реактором и опытными производствами топливного цикла с внутренне присущей безопасностью; - опытная эксплуатация прототипного блока ГТ-МГР и производство топлива для него (в рамках международного проекта); - сооружение объектов малой энергетики, включая стационарные и плавучие энергетические и опреснительные станции; - разработка высокотемпературных реакторов для производства водорода из воды. Долгосрочные задачи (2030 - 2050 гг.) состоят в развертывании инновационных ядерных технологий, формирование многокомпонентной ядерной и водородной энергетики: 1. Создание инфраструктуры крупномасштабной ядерной энергетики. 2. Сооружение демонстрационного блока АЭС с тепловым реактором с торий-урановым циклом и его опытная эксплуатация. В атомном энергопромышленном комплексе необходимо обеспечить следующее: - развитие российского атомного энергетического машиностроения до уровня глобального игрока в области энергетики и ядерного бизнеса, обеспечивающего потребности мирового и российского рынка конкурентной продукции и услугами с высокой добавленной стоимостью при соблюдении всех требований экологии и безопасности; - рост установленной мощности атомной энергетики к 2012 - 2015 годам - до 28 - 36 ГВт и к 2020 году - до 50 - 53 ГВт; - поэтапный переход, начиная с 2020 года, к новой технологической платформе на базе реакторов на быстрых нейтронах с замкнутым топливным циклом; - расширение мощностной линейки АЭС, включая АЭС малой и средней мощности для энергоснабжения изолированных энергозон России и развивающихся экономик мира. Перспективы развития атомной энергетики определены в следующих устанавливающих документах: - "Программа деятельности Государственной корпорации по атомной энергии "Росатом" на долгосрочный период (2009 - 2015 годы)" (Постановление Правительства Российской Федерации от 20 сентября 2008 г. N 705). - Федеральная целевая программа "Развитие атомного энергопромышленного комплекса России на 2007 - 2010 годы и на перспективу до 2015 года" (Постановление Правительства Российской Федерации от 6 октября 2006 г. N 605). - "Энергетическая стратегия России на период до 2030 года" (распоряжение Правительства Российской Федерации от 13 ноября 2009 г. N 1715-р). Энергетическая стратегия России на период до 2030 года предусматривает доведение доли атомной генерации в энергосистеме страны до уровня 19,7% от общего объема к 2030 году, обеспечение развития атомного энергопромышленного комплекса для гарантированного энергоснабжения населения и отраслей экономики, позволяет создать условия для привлечения инвестиций в отрасль и реализовать программу строительства энергоблоков с темпом ввода не менее 2 ГВт в год, а также увеличить долю участия российских предприятий на мировом рынке продукции и услуг ядерного энергетического комплекса. Масштабы развития АЭС до 2020 года определены, исходя из прогнозируемых Росатомом возможностей энергомашиностроения по ежегодному выпуску основного (реакторного) оборудования АЭС, с типовым энергоблоком ВВЭР-1200 МВт и возможностей атомного строительного энергокомплекса по параллельному вводу основного оборудования на разных площадках. При разработке Генсхемы выбор предпочтительных районов размещения этих АЭС осуществлялся, исходя из условий: - балансовой необходимости увеличения мощности в разных энергозонах; - минимизации затрат на сетевое строительство для выдачи мощности АЭС в пределах каждой энергозоны; - сравнительной эффективности АЭС и альтернативных источников в каждой энергозоне. На рисунке 15 приведены соответствующие этим условиям вводы мощности АЭС на территории основных энергозон в период до 2020 года для базового варианта. Рис. 15. Заявленный ввод энергоблоков АЭС до 2020 г. 3.4.2. Гидроэлектроэнергетика Основными направлениями технической политики для действующих и модернизируемых, а также планируемых к созданию и вводу в эксплуатацию новых гидроэнергетических объектов на период до 2030 года, следует считать: - преодоление в возможно короткий временной период допущенного отставания в модернизации и техническом перевооружении объектов гидроэнергетики с длительным сроком эксплуатации; - замену устаревшего основного и вспомогательного оборудования на новое, в т.ч. на Саяно-Шушенской ГЭС, отвечающее современным техническим, эксплуатационным и экологическим требованиям, прежде всего по надежности и расширенному диапазону регулирования частоты вращения, и обеспечивающим повышение экономического уровня и надежности эксплуатации объектов; - переоснащение систем автоматического управления, мониторинга и диагностики гидроэнергетического оборудования на основе новой элементной базы и информационных технологий; - замена гидроагрегатов с экономически обоснованным изменением единичной мощности и увеличением КПД; - выполнение превентивных мероприятий по обеспечению безопасности и надежности гидротехнических сооружений; - модернизация систем мониторинга оборудования и мониторинга состояния напорных гидротехнических сооружений с длительным сроком эксплуатации, оснащение сооружений современной контрольно-измерительной техникой. - проведение поэтапных мероприятий с целью исключения запертой мощности ГЭС Сибирского региона, преимущественно для покрытия неравномерности суточного графика нагрузки. При управлении жизненным циклом основных фондов необходимо предусматривать дифференцированный подход, зависящий от срока службы, физического и морального износа элементов оборудования и сооружений, условий эксплуатации. Основными направлениями технической политики для новых гидроэнергетических объектов на период до 2030 года следует рассматривать: - выбор створов и компоновки гидроузлов с учетом минимизации воздействия на окружающую среду, социальную и природную среды и экологию территорий; - выбор энергетических параметров ГЭС, обеспечивающих снятие ограничений на использование энергетического оборудования во всем диапазоне водно-энергетических параметров гидроузла; - ввод крупных гидроэнергетических комплексов в Сибирском и Дальневосточном регионах, в том числе Эвенкийской ГЭС, с учетом передовых технических решений и развития отечественного энергомашиностроения: гидроагрегатов единичной мощностью 800 - 1000 МВт, гидроагрегатов с переменной частотой вращения, гидроагрегатов для ПЭС; - разработка высокоэффективного, надежного и экологически безопасного оборудования, в том числе позволяющего предоставлять системные услуги; - создание надежных в эксплуатации гидротехнических сооружений, за счет применения экономически эффективных технологий и материалов; - ввод регуляторов мощности гидроаккумулирующего типа (ГАЭС и ГЭС-ГАЭС) для покрытия суточной неравномерности графика нагрузки в Европейской части России и Урала; - создание нормативной базы рынка системных услуг для обеспечения энергетической безопасности и энергетической эффективности гидроэнергетических предприятий ГЭС и ГАЭС. Условием обеспечения экономической эффективности строительства и эксплуатации ГАЭС является развитие рынка системных услуг; - применение новых прогрессивных конструктивных решений и технологий эксплуатации на существующих и проектируемых к созданию гидроагрегатах, обеспечивающих повышение КПД, улучшение экологии, снижение пожароопасности. Основное гидрогенерирующее оборудование должно иметь срок эксплуатации не менее 40 лет, продолжительность эксплуатации между капитальными ремонтами не менее 7 лет, число пусков, не ограничивающее возможность участия станции в системном регулировании. Конструкция гидротурбинного оборудования должна учитывать: - использование рабочих колес, исключающих протечки экологически опасных жидкостей в проточную часть; - применение самосмазывающихся материалов в узлах трения механизмов кинематики; - применение масляных подшипников турбин с эластичными металлопластмассовыми сегментами, как более прогрессивных конструкций; - применение современных систем мониторинга и диагностики состояния гидротурбин; - применение современных систем регулирования и автоматического управления с учетом современных достижений в области гидропривода, микроэлектроники и информационных технологий. Система регулирования должна соответствовать требованиям МЭК (IEC) 60308 (при обеспечении возможности ручного управления гидротурбиной); - использование кавитационно и коррозионно-стойких материалов в рабочих органах гидротурбин, находящихся в проточном тракте, и участках проточного тракта, подверженных динамическому и кавитационному воздействию; - изготовление камер рабочих колес из кавитационно и коррозионно-стойких материалов без отъемного сегмента и рассчитанных на полное восприятие нагрузки без передачи на бетон. Также необходимо разработать следующие проектно-конструкторские решения: - решения по максимальному использованию нержавеющих сталей в конструкции турбин; - решения по переходу на более высокое давление систем управления; - решения по уменьшению протечек воды через закрытый направляющий аппарат; - новые проточные части для реконструируемых гидротурбин, обеспечивающих повышение КПД и технически обоснованное повышение мощности; - проточные части гидротурбин для новых ГЭС, обеспечивающих мировой уровень по КПД, кавитации и быстроходности; - конструкции гидротурбинного оборудования предельных параметров, мощностью 1000 МВт (Эвенкийская ГЭС); - конструкции гидротурбинного оборудования и системы автоматического управления для работы в условиях изменяемой частоты вращения; - конструкции высокоэффективных насос-турбин с постоянной и изменяемой частотами вращения с применением асинхронизированных генераторов или для сети постоянного тока; конструкций предтурбинных затворов (цилиндрических), повышающих эффективность ГАЭС; - гидротурбинное оборудование для приливных электростанций (ПЭС), сооружаемых с помощью наплавных блоков, совместно с электротехническими предприятиями (генератор) и разработчиками мультипликаторов большой мощности (10 - 20 МВт); Гидромеханическое оборудование должно иметь срок эксплуатации не менее 25 лет со сроком службы антикоррозионного покрытия не менее 15 лет. Перспективным направлением является применение облегченных конструкций затворов и сороудерживающих решеток. 3.4.3. Теплоэлектроэнергетика На основании анализа данных о программах вводов и выводов из эксплуатации энергоблоков по направлениям генерации можно сформулировать стратегические направления, основные принципы модернизации энергетического оборудования, которые необходимо реализовать в рамках Стратегии: 1. Переход на парогазовый цикл, вывод из эксплуатации устаревшего паросилового оборудования. 2. Освоение выпуска газовых турбин мощностью 65 - 350 МВт и ПГУ на их основе 400 - 800 МВт. 3. Развитие систем когенерации на базе ПГУ-ТЭЦ. 4. Переход на чистые угольные технологии (в т.ч. на угольные энергоблоки мощностью 330 и 660 МВт на суперсверхкритических параметрах пара, ПГУ с газификацией углей). 5. Применение новейших технологий, минимизация типоразмерного ряда энергетического оборудования, модульные поставки, типовое проектирование. 6. Совершенствование следующих экономических и административных механизмов реализации Стратегии: - обеспечение перехода на заключение долгосрочных контрактов на поставку продукции энергетического машиностроения, развитие долгосрочного рынка мощности; - реализация долгосрочных договоров государства с предприятиями электроэнергетики на предоставление мощности (ДПМ); - постепенное повышение цен на газ для обеспечения перехода на преимущественное развитие угольных технологий; - повышение экологических платежей для обеспечения снижения вредных выбросов предприятий электроэнергетики и развития чистых технологий и ВИЭ; - принятие технических регламентов, определяющих требования к эффективности энергетического оборудования, в том числе предельные сроки эксплуатации устаревшего оборудования; - разработка и принятие программы модернизации электроэнергетики, реализующей и конкретизирующей положения Генсхемы применительно к модернизации оборудования действующих электростанций. При освоении производства отечественных образцов газотурбинного оборудования с исследованием режимов работы и доработкой отдельных его узлов необходимо проводить длительные полномасштабные испытания головных образцов на опытно-промышленных установках или специальных испытательных стендах. Для успешного освоения новых образцов современного энергетического оборудования необходимо предусмотреть создание на отечественных энергомашиностроительных предприятиях собственных испытательных стендов с обеспечением их соответствующим финансированием. В целях реализации указанных стратегических направлений в 2010 - 2015 годах необходимо создать следующие демонстрационные (пилотные) проекты: - разработка и освоение отечественных ГТУ мощностью 65 МВт, 270 МВт и 350 МВт и ПГУ на их основе с КПД 60%. - разработка и освоение модульных одновальных ПГУ_ТЭЦ мощностью 40 МВт, 100 МВт и 170 МВт и удельной выработкой на тепловом потреблении 1200 - 1500 кВтч/Гкал с коэффициентом использования топлива 85 - 86%. - разработка и освоение тепловых насосов и типовых технических решений по использованию возобновляемых источников низкопотенциального тепла с коэффициентом преобразования 4 - 5 в системах теплоснабжения; - разработка и освоение чистых угольных технологий для выработки электроэнергии и тепла с реализацией следующих проектов (Таблица 12): Табл. 12. Ввод энергоблоков, работающих на чистых угольных технологиях (источник: ЗАО "АПБЭ") ─────────────────────────────────────────────────────────────────────────── Наименование технологии Место внедрения Срок освоения |
Похожие:
 |  | Переход к страховщику прав страхователя (выгодоприобретателя) на возмещение ущерба по отношению к третьим лицам (суброгация) | |
| Переход к страховщику прав страхователя (выгодоприобретателя) на возмещение ущерба по отношению к третьим лицам (суброгация) | | И атомному надзору приказ от 27 марта 2008 г. N 182 о внесении изменений и дополнений в приказ Федеральной службы |
| Внести в приказ мчс россии от 24. 02. 2009 №91 «Об утверждении формы и порядка регистрации декларации пожарной безопасности» (зарегистрирован... | | Приказ руководителя организации о возмещении вреда в связи с увечьем, профессиональным заболеванием либо иным повреждением здоровья,... |
| Такой приказ должен быть один по учреждению, он является своего рода законом, а инструкции и положения конкретно детализируют и регламентируют... | | Данный приказ вводится в действие с 16 июня 2014 года |
| Данный приказ до сведения руководителей подведомственных образовательных организаций | | Внести изменения в Приказ мвд россии от 15 марта 1999 г. N 190 "Об организации и проведении государственного технического осмотра... |