Ценовая политика

 

 

Как видно из приведенных данных, при высоких параметрах рабочего процесса мощность ГТУ достигает 30 МВт, а эффективный КПД 38%. При умеренных значениях   и   эффективный КПД ниже современных требований. Конвертируемые ГТД чаще всего создаются на базе авиационных двигателей, принадлежащих к предыдущим поколениям, следовательно, обладающих умеренными параметры рабочего процесса (см. таблицу 1), высокой температурой уходящих газов и достаточно низким эффективным КПД порядка 25..30%. Остро встает проблема утилизации теплоты, теряемой с уходящими газами в атмосферу.

Известны следующие способы повышения эффективности ГТУ:

1. Форсирование параметров цикла;
2. Усложнение термодинамического цикла;
3. Впрыск воды, водяного пара в проточную часть ГТУ.

Основными способами форсирования параметров цикла является повышение значений степени сжатия компрессора   и степени подогрева. Рост температуры газа при фиксированном значении   сопровождается небольшим увеличением мощности и КПД, значительное повышение температуры газа перед турбиной должно сопровождаться увеличением степени сжатия. Однако реализация данного метода лимитируется свойствами материала рабочих лопаток турбины, которому необходимо выдержать большой температурный напор в течение большого ресурса. Усложнение термодинамического цикла осуществимо с уменьшением температуры газов, покидающих ГТУ (при существовании ограничивающей температуре в ОКС, лимитируемой прочностью материалов двигателя). Один из способов – повышение степени сжатия в компрессоре и степени расширения в турбине, с введением изменений конструкции базового ГТД, что требует дополнительных материальных затрат. Рассмотрим наиболее эффективные способы: Подогрев воздуха перед камерой сгорания за счет утилизации тепла выхлопных газов реализуется в теплообменнике воздуха после компрессора за счет теплоты уходящих газов. Определенная часть теплоты, ранее выбрасываемая с отработанными продуктами сгорания в атмосферу, полезно используется на подогрев воздуха перед ОКС, что позволяет экономить топливо на подогрев топливо-воздушной смеси. Данный способ реализуем в случае, когда температура отработавших в турбине продуктов сгорания больше температуры воздуха после компрессора. Введение регенерации не изменяет внутренний относительный КПД цикла, а внутренний КПД установки возрастает. Промежуточное охлаждение при сжатии реализуется в ГТУ с регенератором и охлаждением при сжатии. В реальной регенеративной ГТУ охлаждение в процессе сжатия в компрессоре повышает КПД установки. Введение регенерации в ГТУ снижает отрицательный эффект охлаждения воздуха в процессе сжатия, и поскольку с увеличением   отрицательный эффект растет медленнее положительного, то промежуточная граничная степень регенерации, необходимая для уничтожения отрицательного эффекта, уменьшается. Для простейшей ГТУ получено, что, несмотря на неэкономичность охлаждения при сжатии для идеального цикла, для действительного цикла - охлаждение экономически целесообразно при низких КПД узлов. Промежуточный подогрев рабочего тела при расширении реализуется в ГТУ с регенератором и подогревом при расширении. Подвод теплоты в процессе расширения повышает среднюю температуру рабочего тела, увеличивает работу процесса расширения и цикла в целом. Совмещение процессов подвода теплоты и расширения позволяет получить единый политропный процесс, при котором происходит наибольшее увеличение работы. Такой процесс можно осуществить при сжигании топлива в проточной части турбины. Топливо в этом случае поступает, например, через форсунки, размещенные в сопловом аппарате, или непосредственно через выходные кромки сопловых лопаток. Попадание топлива на рабочие лопатки вызывает их охлаждение, что может обеспечить неизменную или даже пониженную температуру лопаток, несмотря на повышение температуры газа в турбине. Повышение КПД одноконтурных ГТУ, созданных на базе авиационных ГТД возможно за счет: уменьшения радиальных зазоров; предварительного подогрева топлива, поступающего в основную камеру сгорания, выхлопными газами; уменьшения расхода охлаждающего воздуха в газогенераторе за счет применения топливо - воздушных теплообменников. Впрыск воды, водяного пара в проточную часть ГТУ. При впрыске воды на вход в компрессор, температура воздуха на выходе из компрессора снижается, тем самым уменьшается потребная мощность компрессора, возрастают мощность и эффективный КПД ГТУ. Впрыск пара на входе в камеру сгорания в небольших количествах (порядка 2–4% от расхода воздуха) способствует значительному уменьшению эмиссии окислов азота в продуктах сгорания (экологический впрыск) . При впрыске 2% (с температурой +2500 С) воды, на вход в ГТУ ALSTOM GT9D, температура воздуха на выходе из компрессора снижается на 52оС, мощность ГТУ увеличивается на 14%, КПД возрастает на 1%. По данным А.В. Челомбитько и Л. И. Швеца ввод пара в камеру сгорания ГТУ 55СТ-20 приводят к увеличению мощности ГТУ с 20,4 до 24 МВт, росту эффективного КПД с 28 до 36%, связанного с уменьшением расхода топлива. Результаты исследований влияния ввода водяного пара в газо-воздушный тракт ГТУ ГТЭ-10/95 (ОАО “НПП”Мотор”), выполненные Горюновым И.М., показывают, что впрыск 6,6 кг пара в ОКС приводит к увеличению мощности с 8 до 12 МВт при увеличении КПД до 30,7 %. Достигнутая в существующей компоновке ГТЭ-10/95 мощность 8 МВт может быть получена при впрыске пара в количестве примерно 5 кг/с при КПД 26,6 %. Недостатком такого способа является высокие требования к качеству впрыскиваемых в проточную часть ГТУ воды и водяного пара. Дальнейшее повышение эффективности использования теплоты топлива направлено на утилизацию выхлопных газов, передающих теплоту теплоносителю, не участвующему в цикле и не требующему затрат мощности для повышения давления. Объектами утилизации зачастую служат паровые или водогрейные котлы, котлы–утилизаторы (КУ), устанавливаемые для обогрева и теплоснабжения объектов (ГТУ-ТЭЦ), генерации пара для паровых турбин (ПГУ). Некоторое снижение электрической нагрузки связано с повышением сопротивления выходного тракта при утилизации теплоты уходящих газов ГТУ в КУ. Преимуществом таких схем являются малые безвозвратные потери цикловой подготовленной воды, а недостатком - наличие металлоемких крупногабаритных конструкций, требующих существенных промышленных площадей для размещения.

Промышленные ГТУ-ТЭЦ используются также для производства технологического пара (с давлением до 6 МПа и температурой до 6000 С), практически не зависящего от температуры наружного воздуха. Исследования специалистов ИВТ РАН и МЭИ показали - несмотря на то, что ПГУ потребляют вдвое меньше исходной воды (при открытой схеме) по сравнению с обычными ТЭС, затраты на подготовку воды в ПГУ выше и это примерно на 2% увеличивает себестоимость производимой электроэнергии.

 

 

Заключение

На сегодняшний день основная часть производственных фондов отрасли устарела и нуждается в замене в течение ближайших 10-15 лет. Вырабатываемые сегодня мощности втрое превышают ввод новых. Может создаться такая ситуация, что как только начнется рост производства возникнет катастрофическая нехватка электроэнергии, производство которой невозможно будет нарастить еще, по крайней мере, в течение 4-6 лет.

В качестве основных задач развития российской энергетики можно выделить следующие:

1. снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий;
2. сохранение единой энергосистемы России;
3. повышение коэффициента используемой мощности электростанций;
4. полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены;
5. скорейшее обновление парка электростанций;
6. приведение экологических параметров электростанций к уровню мировых стандартов.

 

  Атомная энергетика - активно развивающаяся отрасль. Очевидно, что ей предназначено большое будущее, так как запасы нефти, газа, угля постепенно иссякают, а уран - достаточно распространенный элемент на Земле. Но следует помнить, что атомная энергетика связана с повышенной опасностью для людей, которая, в частности, проявляется в крайне неблагоприятных последствиях аварий с разрушением атомных реакторов. В связи с этим необходимо закладывать решение проблемы безопасности (в частности, предупреждение аварий с разгоном реактора, локализацию аварии в пределах биозащиты, уменьшение радиоактивных выбросов и др.) еще в конструкцию реактора, на стадии его проектирования. Стоит также рассматривать другие предложения по повышению безопасности объектов атомной энергетики, как то: строительство атомных электростанций под землей, отправка ядерных отходов в космическое пространство.

Характерная черта современного этапа развития электроэнергетики России — создание Единой энергетической системы страны. В 1990-е гг. в условиях рыночных отношений произошли принципиальные организационные изменения в электроэнергетике. Создана крупнейшая акционерная компания РАО «ЕЭС России», которой управляет Совет директоров. Также создан Электроэнергетический совет стран СНГ (координационный орган).  Основные задачи, которые предстоит решить для оптимального развития электроэнергетического хозяйства: обеспечение повсеместного перехода на энерго- и электросберегающие технологии, определение реальных потребностей страны и ее регионов в электроэнергии, с учетом максимальной экономии потребления электроэнергии; осуществление модернизации энергетического оборудования; выработка научных основ комплексной эксплуатации электростанций разных видов и мощностей; реализация действенных мер по охране природы и рациональному природопользованию,  Намечаемые целесообразные направления в развитии электроэнергетического хозяйства:

1. преимущественное строительство средних и больших по мощности ТЭС;
2. внедрение новых видов топлива и сокращение его расхода на единицу выработки электроэнергии;
3. развитие дальних высоковольтных электропередач;
4. развитие безопасной атомной энергетики. 

Россия нуждается в форсированном развитии электроэнергетики: увеличении объема вырабатываемой электроэнергии и соблюдении правил рационального природопользования. Наращивание объемов производства новых электростанций и повышение мощностей уже существующих электростанций будет происходить, в частности, путем увеличения единичных мощностей и эффективности (повышения коэффициентов полезного действия) энергопроизводящих агрегатов. В России ныне действуют свыше 80 электростанций мощностью 1 млн. кВт и более, что составляет 60% мощностей электростанций страны. Негативная сторона укрупнения мощностей ТЭС заключается в увеличении ощутимого вреда окружающей среде, наносимого вредными выбросами в атмосферу и сбросами в водоемы.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Список используемой литературы

1. Гидроаккумулирующие электростанции в современной электроэнергетике. / В. Ю. Синюгин, В. И. Магрук, В. Г. Родионов. - М. : ЭНАС, 2008. - 352 с.

2. В. Д. Новоженин, И. Н. Усачев, БЛ. Эрлихман, «Приливные электростанции — источники дешёвой, экологически чистой и возобновляемой энергии», Гидротехническое строительство, № 12, 1998 г.

3. Л. Б. Бернштейн, В. Н. Силаков, И. Н. Усачев и др. «Приливные электростанции». М., АО «Институт Гидропроект», 1994 г.

4. Разработка концепции оптимального использования энергии Мезенской ПЭС в объединённой энергосистеме Европы. М.: АО «Институт Гидропроект», 1999.

5. Тугурская ПЭС в современном аспекте: ТЭО, М.; АО «Институт Гидропроект», 1996.

6. Н. Н. Марфенин, О. И. Малютин, И. Н. Усачев и др. «Влияние приливных электростанций на окружающую среду», М., 1995 г.

7. И. Н. Усачев, Б. Л. Историк, Ю. Б. Шполянский, Научное обоснование применения нового ортогонального гидроагрегата на приливных электростанциях и низконапорных ГЭСА. Сб. «Безопасность энергетических сооружений», ОАО «НИИЭС» ГидроОГК, М., 2007, с. 56—68

8. И. Н. Усачев, Б. Л. Историк, Ю. Б. Шполянский, Сооружение типового наплавного энергоблока для приливных электростанций «Гидротехническое строительство», № 9, 2007, с. 2—8 8. Водородная энергетика: 2001, РНЦ «Курчатовский институт», М., 2001

9. Журнал "ЭНЕРГИЯ: ЭКОНОМИКА, ТЕХНИКА, ЭКОЛОГИЯ"

10.  Евгений ХРУСТАЛЁВ «Энергия мирового океана» Энергетика и промышленность России, газета: № 6 (22) июнь 2002 года;

11.  Жибра Р., Энергия приливов и приливные электростанции, пер. с франц.

12.  Газета «Энергетика и промышленность России»: № 3 (7) март 2001 года, Энергетика

13. Аметистов Е.В., Трухний А.Д., Макаров А.А., Клименко В.В. «Основы современной энергетики. Часть 1», Москва, издательство МЭИ, 2002 год.

14.  Бритвин О.В., Поваров О.А., Клочков Е.Ф и др., «Мутновский геотермальный электрический комплекс на Камчатке», Москва, издательство «Теплоэнергетика», 2001год.

15.  Макаров А.А. «Мировая энергетика и Евразийское энергетическое пространство», Москва, издательство «Энергоатомиздат», 1998 год.

16.  Маргулова Т.Х. «Атомные электрические станции», Москва, 1994 год.

17. Плисецкий Е.Л. «Введение в экономическую географию и региональную экономику России», издательство «Владос», 2008 год.

18.  Новая энергетическая политика России», Москва, издательство «Энергоатомиздат», 1995 год. 

19.  «Энергетика в России и в мире: Проблемы и перспективы», Москва, 2001 год.

20. Ядерная энергетика в альтернативных энергетических сценариях” Энергия 1997 №4
21. Дьяков А. Ф. "Основные направления развития энергетики России" - 1991 -№8 -С. 10-16
22. Ром В. Я. , Дронов В. П. (Учебник География России 9 класс, 92г.)
23. Региональная Экономика (Т. Г. Морозова, М-97)
24. Электроэнергетика России (Шелестов В. П. , Москва-94)
25. Гидроэнергетика (Волков С. Г., Санкт-Петербург - 97)