Арктические экосистемы и их охрана

Введение

В последние годы освоению Арктической зоны РФ уделяется повышенное внимание. Это связано с освоением природных ресурсов этого региона, обеспечением круглогодичной навигации по Северному морскому пути, поддержанием оборонной безопасности северных территорий страны.
Регионы Арктики сталкиваются с проблемой износа энергетических мощностей. Ряд электростанций вскоре потребует замены. Сложная ситуация складывается в удаленных населенных пунктах. Для малых потребителей характерны высокий удельный расход топлива дизель-генераторными установками, износ инфраструктуры ДЭС, большой парк различных моделей дизель-генераторных установок (что существенно снижает ремонтопригодность оборудования), отдельные сельские поселения испытывают проблемы из-за низкого уровня квалификации обслуживающего персонала. Территориальные и климатические особенности арктических регионов повышают требования к надежности энергообеспечения. В суровых условиях системы энергоснабжения подвергаются большему риску возникновения чрезвычайных ситуаций. В то же время вызовы, которым подвергается оборудование в арктических регионах, способствуют разработке и внедрению новых, более совершенных энергетических технологий, в том числе направленных на использование доступных местных ресурсов (попутного нефтяного и природного газа, био-, ветро-и гидроэнергетического потенциала территорий).
Цель работы: изучить энергоснабжение Арктики.


1. Характеристика  энергообеспечения Арктики
Энергообеспечение Арктики рассмотрим в четырех субъектах РФ: Мурманской области, Ненецком, Ямало-Ненецком и Чукотском автономных округах.
Мурманская область является обжитым регионом с развитой промышленностью, в области имеются крупные электростанции. Ненецкий автономный округ характеризуется децентрализованным энергоснабжением на большей части территории, в регионе ведутся работы по добыче углеводородного сырья. В Ямало-Ненецком автономном округе есть зоны централизованного и децентрализованного электроснабжения, при этом основой экономики региона является добыча нефти и газа. Основой экономики Чукотского автономного округа является горнодобывающая промышленность, в регионе работает технологически изолированная энергосистема, в то же время присутствует децентрализованная энергетика, реализуется уникальный проект по вводу в эксплуатацию плавучей атомной теплоэлектростанции (ПАТЭС). Таким образом, выбранные для исследования регионы представляют разнообразие социально-экономических условий.
В Мурманской области значительная часть потребителей охвачена централизованным энергоснабжением. Важную роль в энергосистеме области играет Кольская АЭС, оснащенная четырьмя энергоблоками мощностью 440 МВ ткаждый. Другие крупные мощности региона: каскад Нивских ГЭС (мощность составляет 569,5 МВт), каскад Пазских ГЭС (мощность электростанций этого каскада −187,6 МВт), каскады Туломских и Серебрянских ГЭС (мощность этих двух каскадов −834,5 МВт), Апатитская ТЭЦ (266 МВт), Мурманская ТЭЦ (12 МВт). В регионе работает Кислогубская приливная электростанция (ПЭС), установленная мощность которой составляет 1,7 МВт. Область обладает высоким ветропотенциалом, здесь была показана техническая возможность создания ветропарков суммарной установленной мощностью более 700 МВт. Но рассматриваемые ранее проекты создания ветропарков не были реализованы. Важной проблемой для Мурманской области является ввод новых мощностей для замены подлежащих в скором времени выводу из эксплуатации энергоблоков Кольской АЭС. Предполагается, что выбывающие мощности будут заменены мощностями Кольской АЭС-2, однако сроки реализации проекта строительства новой АЭС не раз пересматривались. «Схема территориального планирования Российской Федерации в области энергетики»4предусматривала ввод в эксплуатацию одного энергоблока Кольской АЭС-2 (мощностью 600 МВт) до 2030 г. Это согласуется с «Генеральной схемой размещения объектов электроэнергетики до 2035 года»5, которая в минимальном варианте предусматривает вывод из эксплуатации двух энергоблоков Кольской АЭС (общей мощностью 880 МВт) и ввод одного энергоблока Кольской АЭС-2 (600 МВт).В Ненецком автономном округе самая крупная электростанция − Нарьян-Марская (38,15 МВт), ее основной вид топлива − природный газ, резервный −дизельное топливо

. Потребители в сельских поселениях снабжаются от автономных дизельных электростанций (ДЭС), их общая мощность в регионе составляет более 31 МВт. Предприятия нефтегазовой сферы на территории округа используют собственные электростанции общей установленной мощностью более 350 МВт. В структуру Единой электроэнергетической системы (ЕЭС) России входит ОЭС Северо-Запада, которая в числе прочих включает в себя Архангельскую энергосистему. Последняя объединяет Архангельскую область и Ненецкий автономный округ. Однако фактически электрические сети региона не имеют связи с ЕЭС России, энергосистемами соседних Республики Коми и Архангельской области.
В энергосистеме Ямало-Ненецкого автономного округа работают десять электростанций, часть которых находится в собственности потребителей электроэнергии −промышленных предприятий. Крупнейшие по установленной мощности электростанции −Уренгойская ГРЭС (529,7 МВт, 51,3% от всей установленной мощности энергосистемы региона), Ноябрьская ПГЭ (119,6 МВт). Энергосистема ЯНАО связана с энергосистемами соседних регионов − Ханты-Манскийского автономного округа и Красноярского края. Собственные электростанции ЯНАО покрывают 35–51% от максимума нагрузки, некоторые районы обеспечиваются энергией по ЛЭП от электростанций Среднего Приобья. Энергосистема охватывает не всю территорию ЯНАО. Электроснабжение изолированных районов осуществляется от автономных газопоршневых, газотурбинных и дизельных электростанций. Автономное электроснабжение организовано также на крупных нефтегазоконденсатных месторождениях. Наиболее распространенным видом топлива, используемым на электростанциях и котельных ЯНАО, является газ. Также используется нефть, дизельное топливо, сжиженный газовый конденсат, некоторые котельные работают на дровах, угле. В перспективе с целью расширения зоны централизованного электроснабжения планируется строительство новых ЛЭП. Наиболее значимым проектом по вводу новых генерирующих мощностей является создание Тарко-Салинской ТЭС, ее мощность может составить 800 МВт к 2031–2035 гг.
В изолированных районах основная деятельность в сфере энергообеспечения будет направлена на поэтапную замену устаревших объектов генерации и строительство локальных электростанций. В Чукотском автономном округе большая энергетика представлена Билибинской АЭС (действуют три энергоблока из четырех мощностью по 12 МВт каждый), Анадырской ТЭЦ (50 МВт), Эгвекинотской ГРЭС (34 МВт), Чаунской ТЭЦ (30 МВт), Анадырской газомоторной ТЭЦ (18,25 МВт).
Электростанции работают независимо друг от друга. Исключение составляют только Чаунская ТЭЦ и Билибинская АЭС, эти электростанции соединены посредством ЛЭП и образуют Чаун-Билибинский энергоузел. Планируемое сетевое строительство предполагает объединение Анадырского и Эгвекинотского энергоузлов, что позволит оптимизировать схему энергообеспечения, а также обеспечить потребности золотодобывающих компаний. Малая энергетика в автономном округе представлена дизельными электростанциями (общей мощностью 55 МВт), котельными, одной ветроэлектростанцией (2,5 МВт). Баланс потребления и производства мощности и энергии в округе складывается с профицитом, при этом практически полностью отсутствует возможность реализации электроэнергии за пределы региона за исключением поставок порядка 16 млн кВт*ч в год в соседнюю Республику Саха (Якутию). Вывод из эксплуатации первого энергоблока Билибинской АЭС, полная остановкаее энергоблоков ожидается к 2021 г. Для замещения выбывающих мощностей Билибинской АЭС осуществляются работы по вводу в эксплуатацию плавучей атомной теплоэлектростанции. Установка головного плавучего энергоблока «Академик Ломоносов» на штатное место в районе г. Певек запланирована на осень 2019 г. Электрическая мощность данной станции составит 70 МВт.


2. Возможности применения альтернативной Энергетики
На обширных территориях с низкой плотностью населения централизованное энергоснабжение нецелесообразно, так как это потребовало бы строительства протяженной и дорогой инфраструктуры по передаче энергии, а в процессе передачи происходили бы высокие потери энергии