Расчет мощности электростанции. Атомные электростанции

Cтраница 1

Установленная мощность электростанции - это сумма паспортных мощностей установленных генераторов; она может меняться только при установке новых, демонтаже старых или перемаркн-ровке действующих генераторов.  

Установленная мощность электростанции - это сумма паспортных мощностей установленных генераторов; она может меняться только при установке новых, демонтаже старых или перемаркировке действующих генераторов.  

Установленная мощность электростанций увеличивается в течение года ступенями по мере установки новых агрегатов.  

Установленная мощность электростанций и производство электроэнергии в СССР непрерывно возрастают.  

Установленная мощность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы систем, должна быть предусмотрена резервная мощность генераторов. При параллельной работе электрических станций резервная мощность может быть уменьшена.  

Установленная мощность электростанции, имеющей 4 турбогенератора мощностью по 25 тыс. кет, равна W уст 109 тыс. кет. Максимальная нагрузка станции W, - 70 тыс. кет - рабочая мощность составляется из мощности трех работающих турбогенерато-ров и равняется Wpa6 3 - 25: 75 тыс. кет. В период максимальной нагрузки плановый ремонт турбогенераторов не производится и WpeM Q. Явный электрический резерв соответствует мощности одного агрегата Wf.  

Установленная мощность электростанций в системе должна быть достаточной для покрытия максимальных нагрузок потребителей. Кроме того, исходя из требований, предъявляемых к надежности работы систем, должна быть предусмотрена резервная мощность генераторов.  

Установленная мощность электростанций оценивается в 430 МВт.  

Установленная мощность электростанций в развивающихся странах, как предполагается, будет удваиваться каждые 7 - 8 лет, в том числе в Азии - 6 лет, в Африке - 9 - Ю лет. В 1971 - 1980 гг. в этих странах предстоит построить электростанции общей мощностью 150 000 - 200 000 МВт, и стоимостью примерно 35 млрд. долл.  

Установленная мощность электростанций России увеличилась незначительно: с 213 3 млн кВт в 1990 г. до 214 1 млн кВт в 1998 г. В тоже время производство электроэнергии за эти годы упало более, чем на 23 %: с 1082 1 млрд кВт - ч в 1990 г. до 827 млрд кВт - ч в 1998 г. Падение производства электроэнергии с 1990 по 1998 г. оказалось значительно меньшим, чем падение внутреннего валового продукта (ВВП) (более чем на 40 %) и промышленного производства (более чем на 50 %), что привело к существенному росту энергоемкости народного хозяйства.  

В связи с недостаточной надежностью и сильной изношенностью электросетей в удаленных поселках, дачных товариществах и других населенных пунктах часто происходят аварии на линиях, следствием которых является отключение электроэнергии. А ведь это доставляет множество неудобств: размораживаются холодильники, не работают обогреватели и кондиционеры. Обезопасить себя от возникновения подобных неприятностей можно с помощью автономных источников электроэнергии, работающих от бензинового или дизельного двигателя и называемых .

При покупке электростанции потребителям приходится учитывать множество параметров, таких как номинальная, максимальная или установленная мощность электростанции, интервал безостановочной работы, напряжение, количество фаз и многое другое.

Мощность электростанций

Мощностью электростанции называется скорость передачи или преобразования электроэнергии. В принципе, чтобы подобрать электростанцию для бытового использования, глубоко вникать в физический смысл этого понятия вовсе не обязательно. Достаточно знать несколько нюансов, связанных с единицами ее измерения и расчетами необходимого значения.

Итак, и номинальная, и максимальная и установленная мощность электростанции измеряются в >киловаттах или же в киловольт-амперах. Величины эти отличаются только у трехфазных агрегатов (на коэффициент= 0,8). У однофазных устройств значения, выраженные в кВт совпадают с измеряемыми в кВа.

Номинальная и максимальная мощность

Номинальной мощностью называется то значение, указывающее мощность электростанции при нормальной эксплуатации.

Максимальная же мощность электростанции — значение при максимальной нагрузке. В таком режиме эксплуатировать электростанцию можно только очень ограниченный период времени.

Реже всего потребителям приходится сталкиваться с понятием - установленная мощность электростанции. Говорят о нем только в том случае, если для обеспечения электроэнергией планируется использовать несколько агрегатов. Сумма их номинальных мощностей и будет установленной мощностью электростанции.

Применение двух или трех электрогенераторов бывает экономически оправдано в нескольких случаях. К примеру, у вас уже есть несколько агрегатов, однако для обеспечения электроэнергией всей необходимой техники (бытовых приборов, электрического или садового инструмента, сварочного аппарата) их не хватает. В этом случае часть устройств подключают к одному генератору, часть к другому.

Еще один случай, когда несколько узлов могут осуществлять параллельное резервирование сети — обеспечение электроэнергией ответственных потребителей. В этом случае могут использоваться два генератора: основной и резервный.

Разобравшись с тремя этими понятиями можно приступать к расчету той мощности электростанции, которая потребуется вам. Для этого нужно просуммировать мощность всех электроприборов, которые вы собираетесь использовать одновременно: электрических лампочек, холодильника, электрической плиты, телевизора и т. д. Полученное значение и будет приблизительно указывать номинальную мощность электростанции, которая вам подойдет.

Низкие темпы роста потребления электроэнергии обусловили возникновение крупных избыточных мощностей . В 1971 г. рассчитывали, что максимальная нагрузка зимой 1976/77 г. составит 54 ГВт, фактически она достигла лишь 49 ГВт. В этой связи установленная мощность электростанций в системе Центрального управления по производству электроэнергии на 45% превышала максимум нагрузки, ожидаемой даже в 1982/83 г. Нормативная резервная мощность составляет 20%.  

В эксплуатации различают также мощности установленную среднегодовую, установленную располагаемую, рабочую, максимальную и резервную. Различие между ними лучше всего можно уяснить на примере электростанции.  

Число крупных электростанций с установленной мощностью свыше 300 тыс. кет возросло по сравнению с 1940 г. в 25 раз. Максимальная установленная мощность отдельных тепловых электростанций повысилась с 350 до 1 800 тыс. кет, а гидроэлектростанций - с 560 до 3 600 тыс. кет.  

Иначе определяется мощность электростанции, для к-рой произ-во электроэнергии является осн. произ-вом, а электрогенераторы - осн. производств, оборудованием. Мощность электростанции характеризуется суммарной эффективной максимально длительной мощностью установленных на данной станции электрогенераторов. Но это уже не мощность, используемая в производств, процессе, а сама производств, мощность электростанции. При подсчете общей энергетич. мощности пром. предприятий мощность электростанций вообще не учитывается. Общая мощность всех электростанций определяется самостоятельно и имеет большое значение не только в связи с процессом пром. произ-ва, т. к. энергия электростанций используется не только в промышленности, но и в с. х-ве, на транспорте, в других отраслях нар. х-ва страны и в быту.  

Где это возможно, оборудование на подстанциях размещают так, чтобы обеспечить максимальную защиту от повреждений коммутационной аппаратуры, однако только для этой цели внеочередное включение неэкономичных электростанций не производится. Для удовлетворения требованиям категории 1 в случае необходимости производится внеочередное включение неэкономичных электростанций, после того как использована длительная или кратковременная перегрузочная способность электропередач. Выдача мощности из какой-либо части системы не должна вызывать временного или постоянного ускорения машин, возможного в случае отделения этой части от основной системы. Для соблюдения этого условия проводятся оперативные тренировки для обеспечения быстрого понижения частоты в отделившейся части системы до установленных пределов.  

При составлении календарного графика ремонтов стремятся выводить в ремонт приблизительно равные мощности парогенераторов и турбинных агрегатов соблюдают по возможности одинаковую периодичность капитальных ремонтов для отдельных агрегатов сосредоточивают ремонт теплоэлектроцентралей с преобладающей отопительно-вентиляционной нагрузкой на летний период времени, а ремонт торфяных электростанций - к весне в энергосистемах с мощными гидроэлектростанциями стремятся максимально использовать многоводный период для ремонта оборудования тепловых электростанций крупные наиболее экономичные КЭС выводят в ремонт в период наибольшего снижения электрической нагрузки энергосистемы (в этом случае меньше перерасход топлива в энергосистеме при компенсации недовыработки выведенных в ремонт крупных агрегатов выработкой менее экономичных).. . На основе установленных энергосистемой сроков вы-  

Все перечисленные виды энергетических резервов составляют полный резерв энергосистемы (РЭЭС, ОЭС, ЕЭС). Таким образом, под полным резервом активной мощности следует понимать разность между мощностью электростанций и общим максимумом нагрузки потребителей региона (для наиболее холодного зимнего дня). Отметим, что полный резерв энергосистемы оценивается в процентах от максимальной нагрузки, а не от установленной мощности электростанций.  

Таким образом, чем дороже энергоустановка и чем большей топливной экономичностью она обладает, тем более чувствительной оказывается себестоимость энергии к изменению режима производства (потребления). В связи с этим крупные атомные и тепловые электростанции на сверхкритических параметрах пара стремятся использовать в базовой части графика нагрузки энергосистемы, т.е. с максимально возможным годовым числом часов использования установленной мощности (h). И наоборот, малокапиталоемкие, но с низким КПД газотурбинные установки, обладающие при этом высокой маневренностью, целесообразно применять для покрытия кратковременных максимальных нагрузок, т.е. использовать в пиковом режиме с низким h. Так как фактор маневренности зачастую играет основную роль при выборе типа пиковой установки, то эти электростанции оказываются нередко дорогими или малоэкономичными (ГАЭС, ГТУ и т.п.). Следовательно, стоимость  

Мощность электростанций собственных нужд (ЭСН) объектов добычи и транспорта газа колеблется в широких пределах. На компрессорных станциях газопроводов средних диаметров (без охлаждения газа) на каждые 1000 кВт установленной мощности ГПА в среднем расходуется до 0,025 кВт-ч электроэнергии, и рабочая мощность электростанций составляет от 500 до 3000 кВт. На крупных газопроводах и промыслах, особенно там, где необходимо охлаждать газ в АВО как для обеспечения работоспособности и повышения пропускной способности газопроводов, так и для предотвращения растепления грунта около трубопроводов в условиях вечной мерзлоты, максимальная мощность электростанций достигает 20-25 тыс. кВт.  

В период максимальной нагрузки часть установленной мощности генераторов не будет находиться в состоянии готовности. Как указано выше, суммарная готовность электростанций в этот период в настоящее время оценивается в 90% при планировании на 6 лет вперед. Это требует создания резерва мощности , который, выражая его через нагрузку для периода среднехолодной погоды, можно определить ло обратной величине оцененной общей готовности к работе,  

В гидроэнергетической системе станции сооружаются для максимального использования располагаемого стока воды или получения дешевой пиковой мощности при наличии регулирующих водохранилищ поэтому прямая связь между установленной мощностью станций и потребностью системы отсутствует. В Швейцарии, например, только 47% установленной мощности станций использовалось при прохождении европейского максимума напрузки в январе 1966 г. (69%-во время национального максимума нагрузки в сентябре 1965 г., причем более одной трети этой мощности предназначалось для экспорта). Так как западноевропейские гидростанции имеют обычно наибольшую выработку с мая по сентябрь, т. е. в период сезонного снижения потребления, можно ожидать, что сумма их неодновременных максимумов нагрузки даст значительно меньшие общие резервы мощности , однако эффект, как следует из табл. 1 (на 1964 г.), едва заметен. Избытки мощности электростанций зависят от сезонного эффекта, но полностью не определяются им.  

Для расчета дифференцированной себестоимости электроэнергии можно рекомендовать метод расчленения издержек производства электростанций (энергосистем) по целевому их назначению. При этом топливная слагаемая себестоимости энергии должна рассчитываться путем дифференциации удельных расходов топлива для ночных, дневных и пиковых нагрузок, причем расход топлива (тепла) на содержание горячего (вращающегося) резерва в ночное время целесообразно относить на дневную или пиковую нагрузку. Расчет постоянной слагаемой себестоимости электроэнергии следует производить путем ее дифференциации для базисных, дневных и максимальных нагрузок с учетом разницы в числе часов использования установленной мощности . Ночная нагрузка должна соответствовать по числу часов использования базисной нагрузке и, следовательно, будет иметь наименьшую величину слагаемой постоянных расходов на 1 кет ч. Постоянная слагаемая себестоимости электроэнергии для дневной нагрузки исчисляется как средневзвешенная двух режимов нагрузки - базисной и ло-лупиковой (в части мощности, превышающей базисную нагрузку).  

Для характеристики мощности совокупности агрегатов (цеха, электрической станции, энергосистемы) пользуются следующими показателями установленная мощность, которая на электростанции определяется по турбоагрегатам как сумма мощностей всех установленных генераторов (она может изменяться только при установке новых, демонтаже старых или перемаркировке действующих генераторов) располагаемая мощность - наибольшая мощность, которая может быть использована без перегрузок оборудования при полном отсутствии ремонтов с учетом ограничений при средних для данного периода климатических и гидрометеорологических условиях (как правило, равна установленной мощности) рабочая мощность, т.е. максимальная электрическая мощность, которая может быть использована в данный период для обеспечения электроснабжения потребителей и перетоков (равна располагаемой мощности или меньше нее на мощность части оборудования, находящегося в ремонте или ревизии).  

Прежде чем определять структуру мощностей необходимо определить установленную мощность всех электростанций, к-р)я складывается из 1) максимальной нагрузки, определяемой из графика нагрузки в максимальный зимний день или как результат деления необходимой в году электроэнергии на число часов использований максимума нагрузок. При определении числа часов использования максимума па перспективу необходимо учитывать изменение структуры элоктропотреблония в пром-сти и по отраслям пар. х-ва, а также изменение режима работы пром. предприятий (продолжительность рабочей недели, количество выходных дней, сменность и т. д.) 2) р е-  

Смотреть страницы где упоминается термин Установленная мощность электростанции максимальная

:             Статистика промышленности Издание 6 (1963) -- [

До реформы 2008 года большая часть энергетического комплекса Российской Федерации находилась под управлением РАО «ЕЭС России». Эта компания была создана в 1992 году и к началу «двухтысячных» годов стала практически монополистом российского рынка генерации и энерготранспортировки.

Реформирование отрасли было связано с тем, что РАО «ЕЭС России» неоднократно подвергались критике за неправильное распределение инвестиций, в результате чего значительно выросла аварийность на объектах электроэнергетики. Одной из причин расформирования послужила авария в энергосистеме 25 мая 2005 года в Москве, в результате которой была парализована деятельность многих предприятий, коммерческих и государственных организаций, остановлена работа метрополитена. А кроме этого, РАО «ЕЭС России» часто обвиняли в том, что организация продает электроэнергию по заведомо завышенным тарифам с целью увеличения собственной прибыли.

В результате расформирования РАО «ЕЭС России» была ликвидирована и созданы естественные государственные монополии в сетевой, распределительной и диспетчерской деятельности. Частный был задействован в сфере генерации и сбыта электроэнергии.

На сегодняшний день структура энергетического комплекса выглядит следующим образом:

• ОАО «Системный оператор Единой энергетической системы» (СО ЕЭС) – осуществляет централизованное оперативно-диспетчерское управление Единой энергетической системой РФ.
• Некоммерческое партнерство «Совет рынка по организации эффективной системы оптовой и розничной торговли электрической энергией и мощностью» - объединяет продавцов и покупателей оптового рынка электроэнергии.
• Компании генерирующие электроэнергию. В том числе государственные - «РусГидро», «Росэнергоатом», управляемые совместно государством и частным капиталом ОГК (оптовые генерирующие компании) и ТГК (территориальные генерирующие компании), а также представляющие полностью частный капитал.
• ОАО «Российские сети» - управление распределительным сетевым комплексом.
• Энергосбытовые компании. В том числе ОАО «Интер РАО ЕЭС» - компания владельцами которой являются государственные структуры и организации. «Интер РАО ЕЭС» является монополистом по импорту и экспорту электроэнергии в РФ.

Кроме разделения организаций по видам деятельности, существует разделение Единой энергосистемы России на технологические системы действующие по территориальному признаку. Объединенные энергосистемы (ОЭС) не имеют одного собственника, а объединяют энергетические компании отдельно взятого региона и имеют единое диспетчерское управление, которое осуществляется филиалами «СО ЕЭС». На сегодняшний день в России действуют 7 ОЭС:

• ОЭС Центра (Белгородская, Брянская, Владимирская, Вологодская, Воронежская, Ивановская, Тверская, Калужская, Костромская, Курская, Липецкая, Московская, Орловская, Рязанская, Смоленская, Тамбовская, Тульская, Ярославская энергосистемы);
• ОЭС Северо-Запада (Архангельская, Карельская, Кольская, Коми, Ленинградская, Новгородская, Псковская и Калининградская энергосистемы);
• ОЭС Юга (Астраханская, Волгоградская, Дагестанская, Ингушская, Калмыцкая, Карачаево-Черкесская, Кабардино-Балкарская, Кубанская, Ростовская, Северо-Осетинская, Ставропольская, Чеченская энергосистемы);
• ОЭС Средней Волги (Нижегородская, Марийская, Мордовская, Пензенская, Самарская, Саратовская, Татарская, Ульяновская, Чувашская энергосистемы);
• ОЭС Урала (Башкирская, Кировская, Курганская, Оренбургская, Пермская, Свердловская, Тюменская, Удмуртская, Челябинская энергосистемы);
• ОЭС Сибири (Алтайская, Бурятская, Иркутская, Красноярская, Кузбасская, Новосибирская, Омская, Томская, Хакасская, Забайкальская энергосистемы);
• ОЭС Востока (Амурская, Приморская, Хабаровская и Южно-Якутская энергосистемы).

Основные показатели деятельности

Ключевыми показателями деятельности энергосистемы являются: установленная мощность электростанций, выработка электроэнергии и потребление электроэнергии.

Установленная мощность электростанции – это сумма паспортных мощностей всех генераторов электростанции, которая может меняться в процессе реконструкции действующих генераторов или установки нового оборудования. На начало 2015 года установленная мощность Единой энергосистемы (ЕЭС) России составляла 232.45 тыс. МВт.

На 1 января 2015 года установленная мощность российских электростанций увеличилась на 5 981 МВт по сравнению с 1 января 2014 года. Рост составил 2.6%, а достигнуто это было за счет введения новых мощностей производительностью 7 296 МВт и увеличения мощности действующего оборудования, путем перемаркировки на 411 МВт. При этом были выведены из эксплуатации генераторы мощностью 1 726 МВт. В целом по отрасли по сравнению с 2010 годом рост производственных мощностей составил 8.9%.

Распределение мощностей по объединенным энергосистемам выглядит следующим образом:

• ОЭС Центра – 52.89 тыс. МВт;
• ОЭС Северо-Запада – 23.28 тыс. МВт;
• ОЭС Юга – 20.17 тыс. МВт;
• ОЭС Средней Волги – 26.94 тыс. МВт;
• ОЭС Урала – 49.16 тыс. МВт;
• ОЭС Сибири – 50.95 тыс. МВт;
• ОЭС Востока – 9.06 тыс. МВт.

Больше всего в 2014 году увеличилась установленная мощность ОЭС Урала – на 2 347 МВт, а также ОЭС Сибири – на 1 547 МВт и ОЭС Центра на 1 465 МВт.

По итогам 2014 года в Российской Федерации было произведено 1 025 млрд. КВтч электроэнергии. По этому показателю Россия занимает 4 место в мире, уступая Китаю в 5 раз, а Соединенным Штатам Америки в 4 раза.

По сравнению с 2013 годом, выработка электроэнергии в Российской Федерации увеличилась на 0.1%. А в отношении к 2009 году рост составил 6.6%, что в количественном выражении составляет 67 млрд. КВтч.

Больше всего электроэнергии в 2014 году в России было произведено тепловыми электростанциями – 677.3 млрд. КВтч, ГЭС произвели – 167.1 млрд. КВтч, а атомные электростанции – 180.6 млрд. КВтч. Производство электроэнергии по объединенным энергосистемам:

• ОЭС Центра –239.24 млрд. КВтч;
• ОЭС Северо-Запада –102.47 млрд. КВтч;
• ОЭС Юга –84.77 млрд. КВтч;
• ОЭС Средней Волги – 105.04 млрд. КВтч;
• ОЭС Урала – 259.76 млрд. КВтч;
• ОЭС Сибири – 198.34 млрд. КВтч;
• ОЭС Востока – 35.36 млрд. КВтч.

По сравнению с 2013 годом наибольший прирост в выработке электроэнергии был зафиксирован в ОЭС Юга – (+2.3%), а наименьший в ОЭС Средней Волги – (- 7.4%).

Потребление электроэнергии в России в 2014 году составило 1 014 млрд. КВтч. Таким образом, сальдовый остаток составил (+ 11 млрд. КВтч). А наибольшим потребителем электроэнергии по итогам 2014 года в мире является Китай – 4 600 млрд. КВтч, второе место занимают США – 3 820 млрд. КВтч.

По сравнению с 2013 годом потребление электроэнергии в России выросло на 4 млрд. КВтч. Но в целом, динамика потребления за последние 4 года остается примерно на одном и том же уровне. Разница между потреблением электроэнергии за 2010 и 2014 год составляет 2.5%, в пользу последнего.

По итогам 2014 года, потребление электроэнергии по объединенным энергосистемам выглядит следующим образом:

• ОЭС Центра –232.97 млрд. КВтч;
• ОЭС Северо-Запада –90.77 млрд. КВтч;
• ОЭС Юга –86.94 млрд. КВтч;
• ОЭС Средней Волги – 106.68 млрд. КВтч;
• ОЭС Урала –260.77 млрд. КВтч;
• ОЭС Сибири – 204.06 млрд. КВтч;
• ОЭС Востока – 31.8 млрд. КВтч.

В 2014 году 3 ОЭС имели положительную разницу между произведенной и выработанной электроэнергией. Наилучший показатель у ОЭС Северо-Запада – 11.7 млрд. КВтч, что составляет 11.4% от произведенной электроэнергии, а наихудший у ОЭС Сибири (- 2.9%). Сальдовый остаток электроэнергии по ОЭС РФ выглядит так:

• ОЭС Центра – 6.27 млрд. КВтч;
• ОЭС Северо-Запада – 11.7 млрд. КВтч;
• ОЭС Юга – (- 2.17) млрд. КВтч;
• ОЭС Средней Волги – (- 1.64) млрд. КВтч;
• ОЭС Урала – (- 1.01) млрд. КВтч;
• ОЭС Сибири – (- 5.72) млрд. КВтч;

• ОЭС Востока – 3.56 млрд. КВтч.

Стоимость 1 КВтч электроэнергии, по итогам 2014 года в России, в 3 раза ниже европейских цен. Среднегодовой европейский показатель составляет 8.4 российских рубля, в то время, как в Российской Федерации средняя стоимость 1 КВтч – 2.7 руб. Лидером по стоимости электроэнергии является Дания – 17.2 рубля за 1 КВтч, второе место занимает Германия – 16.9 рублей. Такие дорогие тарифы связаны в первую очередь с тем, что правительство этих стран отказались от использования атомных электростанций в пользу альтернативных источников энергии.

Если сопоставить стоимость 1 КВтч и среднюю зарплату, то среди европейских стран больше всего в месяц киловатт/час могут купить жители Норвегии – 23 969, второе место занимает Люксембург – 17 945 КВтч, третье Нидерланды – 15 154 КВтч. Среднестатистический россиянин может купить в месяц 9 674 КВтч.

Все российские энергосистемы, а также энергетические системы стран ближнего зарубежья соединены между собой линиями электропередач. Для передачи энергии на дальние расстояния используются высоковольтные линии электропередач мощностью 220 кВ и выше. Они и составляют основу российской энергосистемы и эксплуатируются межсистемными электросетями. Общая протяженность ЛЭП этого класса составляет 153.4 тыс. км., а в целом в Российской Федерации эксплуатируется 2 647.8 тыс. км линий электропередач различной мощности.

Атомная энергетика

Атомная энергетика представляет собой энергетическую отрасль, которая занимается генерацией электроэнергии за счет преобразования ядерной энергии. Атомные электростанции имеют два существенных преимущества перед своими конкурентами – экологичность и экономичность. При соблюдении всех норм эксплуатации АЭС практически не загрязняет окружающую среду, а ядерное топливо сжигается в несоизмеримо меньшем количестве, чем другие виды и топлива и это позволяет экономить на логистике и доставке.

Но, несмотря на эти преимущества, многие страны не хотят развивать атомную энергетику. Связано это в первую очередь с боязнью экологической катастрофы, которая может произойти в результате аварии на АЭС. После аварии на Чернобыльской АЭС в 1986 году к объектам атомной энергетики по всему миру приковано пристальное внимание мировой общественности. Поэтому эксплуатируются АЭС, в основном в развитых в техническом и экономическом отношении государствах.

По данным за 2014 год, атомная энергетика обеспечивает около 3% потребления мировой электроэнергии. На сегодняшний день электростанции с ядерными реакторами функционируют в 31 стране мира. А всего в мире насчитывается 192 атомные электростанции с 438 энергоблоками. Общая мощность всех АЭС мира составляет около 380 тыс. МВт. Наибольшее количество атомных электростанций находится в США – 62, второе место занимает Франция – 19, третье Япония – 17. В Российской Федерации функционирует 10 АЭС и это 5 показатель в мире.

АЭС Соединенных Штатов Америки в общей сложности вырабатывают 798.6 млрд. КВтч, это наилучший показатель в мире, но в структуре вырабатываемой электроэнергии всеми электростанциями США, атомная энергетика составляет около 20%. Наибольшая доля в выработке электроэнергии атомными электростанциями во Франции, АЭС этой страны вырабатывают 77% всей электроэнергии. Выработка французских атомных электростанций составляет 481 млрд. КВтч в год.

По итогам 2014 года, российскими АЭС было сгенерировано 180.26 млрд. КВтч электроэнергии, это на 8.2 млрд. КВтч больше чем в 2013 году, в процентом отношении разница составляет 4.8%. Производство электроэнергии атомными электростанциями России составляет более 17.5% от общего количества всей произведенной в РФ электроэнергии.

Что касается выработки электроэнергии атомными электростанциями по объединенным энергосистемам, то наибольшее количество было сгенерировано АЭС Центра – 94.47 млрд. КВтч – это чуть более половины всей выработки страны. А доля атомной энергетики в этой объединенной энергосистеме самая большая – около 40%.

• ОЭС Центра – 94. 47 млрд. КВтч (39.8% от всей сгенерированной электроэнергии);
• ОЭС Северо-Запада –35.73 млрд. КВтч (35% от всей энергии);
• ОЭС Юга –18.87 млрд. КВтч (22.26% от всей энергии);
• ОЭС Средней Волги –29.8 млрд. КВтч (28.3% от всей энергии);
• ОЭС Урала – 4.5 млрд. КВтч (1.7% от всей энергии).

Такое неравномерное распределение выработки связано с месторасположением российских АЭС. Большая часть мощностей атомных электростанций сконцентрирована в европейской части страны, тогда как в Сибири и Дальнем Востоке они отсутствуют вовсе.

Самая крупная АЭС в мире – японская Касивадзаки-Карива, ее мощность составляет 7 965 МВт, а крупнейшая европейская АЭС – Запорожская, мощность которой около 6 000 МВт. Находится она в украинском городе Энергодар. В Российской Федерации самые крупные АЭС имеют мощности по 4 000 МВт, остальные от 48 до 3 000 МВт. Список российских атомных электростанций:

• Балаковская АЭС – мощность 4 000 МВт. Находится в Саратовской области, неоднократно признавалась лучшей АЭС России. Располагает 4 энергоблоками, была введена в эксплуатацию в 1985 году.
• Ленинградская АЭС – мощность 4 000 МВт. Крупнейшая АЭС Северо-Западного ОЭС. Располагает 4 энергоблоками, была введена в эксплуатацию в 1973 году.
• Курская АЭС – мощность 4 000 МВт. Состоит из 4 энергоблоков, начало эксплуатации – 1976 год.
• Калининская АЭС – мощность 4 000 МВт. Находится на севере Тверской области, располагает 4 энергоблоками. Открыта в 1984 году.
• Смоленская АЭС – мощность 3 000 МВт. Признавалась лучшей АЭС России в 1991, 1992, 2006 2011 годах. Имеет 3 энергоблока, первый был запущен в эксплуатацию в 1982 году.
• Ростовская АЭС – мощность 2 000 МВт. Крупнейшая электростанция юга России. На станции введены в эксплуатацию 2 энергоблока, первый в 2001 году, второй в 2010.
• Нововоронежская АЭС – мощность 1880 МВт. Обеспечивает электроэнергией около 80% потребителей Воронежской области. Первый энергоблок был запущен в сентябре 1964 года. Сейчас действуют 3 энергоблока.
• Кольская АЭС – мощность 1760 МВт. Первая в России АЭС построенная за полярным кругом, обеспечивает около 60% потребления электричества Мурманской области. Располагает 4 энергоблоками, была открыта в 1973 году.
• Белоярская АЭС – мощность 600 МВт. Находится в Свердловской области. Была введена в эксплуатацию в апреле 1964 года. Является старейшей из ныне действующих АЭС в России. Сейчас действует только 1 энергоблок из трех предусмотренных проектом.
• Билибинская АЭС – мощность 48 МВт. Является частью изолированной Чаун-Билибинской энергосистемы вырабатывая около 75% потребляемой ею электроэнергии. Была открыта в 1974 году, состоит из 4 энергоблоков.

Помимо существующих АЭС, в России ведется строительство еще 8 энергоблоков, а также плавучей атомной электростанции малой мощности.

Гидроэнергетика

Гидроэлектростанции обеспечивают довольно невысокую стоимость одного выработанного КВтч энергии. По сравнению с тепловыми электростанциями производство 1 КВтч на ГЭС обходится дешевле в 2 раза. Связано это с довольно простым принципом работы гидроэлектростанций. Строятся специальные гидротехнические сооружения которые обеспечивают необходимый напор воды. Вода, попадая на лопасти турбины, приводит ее в движение, которая в свою очередь приводит в действие генераторы вырабатывающие электроэнергию.

Но повсеместное использование ГЭС невозможно, так как необходимым условием эксплуатации является наличие мощного движущегося водного потока. Поэтому гидроэлектростанции сооружаются на полноводных крупных реках. Еще одним существенным недостатком ГЭС является перекрытие русла рек, что затрудняет нерест рыбы и затапливание больших объемов земельных ресурсов.

Но несмотря на негативные последствия для окружающей среды, гидроэлектростанции продолжают функционировать и строится на крупнейших реках мира. Всего в мире функционируют ГЭС общей мощностью около 780 тыс. МВт. Общее количество ГЭС подсчитать затруднительно, так как в мире действуют множество мелких ГЭС, работающих на нужны отдельного города, предприятия, а то и вовсе частного хозяйства. В среднем гидроэнергетика обеспечивает производство около 20% всей мировой электроэнергии.

Среди всех стран мира более всех от гидроэнергетики зависит Парагвай. В стране 100% электроэнергии вырабатывается на гидроэлектростанциях. Помимо этой страны от гидроэнергетики очень сильно зависят Норвегия, Бразилия, Колумбия.

Наибольшие гидроэлектростанции находятся в Южной Америке и Китае. Самая большая в мире гидроэлектростанция – Санься на реке Янзцы, ее мощность достигает 22 500 МВт, второе место занимает ГЭС на реке Парана – Итайпу, с мощностью 14 000 МВт. Самая крупная ГЭС России – Саяно-Шушенская, ее мощность около 6 400 МВт.

Помимо Саяно-Шушенской ГЭС в России действуют еще 101 гидроэлектростанция с мощностью более 100 МВт. Крупнейшие ГЭС России:

• Саяно-Шушенская – Мощность - 6 400 МВт, среднегодовое производство электроэнергии – 19.7 млрд. КВтч. Дата ввода в эксплуатацию – 1985 год. ГЭС находится на Енисее.
• Красноярская – Мощность 6 000 МВт, среднегодовое производство электроэнергии – около 20 млрд. КВтч, запущена в эксплуатацию в 1972 году, также расположена на Енисее.
• Братская – Мощность 4 500 МВт, расположена на Ангаре. В год в среднем вырабатывает около 22.6 млрд. КВтч. Введена в эксплуатацию в 1961 году.
• Усть-Илимская – Мощность 3 840 МВт, расположена на Ангаре. Среднегодовая производительность 21.7 млрд. КВтч. Была построена в 1985 году.
• Богучанская ГЭС – Мощность около 3 000 МВт, была построена на Ангаре в 2012 году. Производит около 17.6 млрд. КВтч в год.
• Волжская ГЭС – Мощность 2 640 МВт. Построена в 1961 году в Волгоградской области, среднегодовая производительность 10.43 КВтч.
• Жигулевскя ГЭС – Мощность около 2 400 МВт. Была построена в 1955 году на реке Волга в Самарской области. В год производит около 11.7 КВтч электроэнергии.

Что касается объединенных энергетических систем, то наибольшую долю в выработке электроэнергии с помощью ГЭС имеют ОЭС Сибири и Востока. В этих ОЭС на долю гидроэлектростанций приходится 47.5 и 35.3% всей выработанной электроэнергии, соответственно. Это объясняется наличием в этих регионах крупных полноводных рек бассейна Енисея и Амура.

По итогам 2014 года ГЭС России было произведено более 167 млрд. КВтч электроэнергии. По сравнению с 2013 годом этот показатель уменьшился на 4.4%. Наибольший вклад в генерацию электроэнергии с помощью ГЭС внесла ОЭС Сибири – около 57% от общероссийского.

Теплоэнергетика

Теплоэнергетика является основой энергетического комплекса подавляющего большинства стран мира. Несмотря на то, что у тепловых электростанций масса недостатков, связанных с загрязнением окружающей среды и высокой себестоимостью электроэнергии, они используются повсеместно. Причина такой популярности – универсальность ТЭС. Тепловые электростанции могут работать на различных видах топлива и при проектировании обязательно учитывается какие энергоресурсы являются оптимальными для данного региона.

С помощью тепловых электростанций производится около 90% всей мировой электроэнергии. При этом на долю ТЭС использующих в качестве топлива нефтепродукты приходится производство 39% всей мировой энергии, ТЭС работающих на угле – 27%, а на долю газовых тепловых электростанций – 24% сгенерированного электричества. В некоторых странах существует сильная зависимость ТЭС от одного вида топлива. Например, подавляющее большинство польских ТЭС работают на угле, такая же ситуация и в ЮАР. А вот большинство тепловых электростанций в Нидерландах используют в качестве топлива природный газ.

В Российской Федерации основными видами топлива для ТЭС являются природный и попутный нефтяной газ и уголь. Причем на газу работает большинство ТЭС европейской части России, а угольные ТЭС преобладают в южной Сибири и Дальнем Востоке. Доля электростанций использующих в качестве основного топлива мазут незначительна. Кроме этого многие тепловые электростанции в России используют несколько видов топлива. Например, Новочеркасская ГРЭС в Ростовской области использует все три основных вида топлива. Доля мазута составляет 17%, газа – 9%, а угля – 74%.

По количеству произведенной электроэнергии в РФ в 2014 году тепловые электростанции прочно удерживают лидирующие позиции. Всего за прошедший год, ТЭС произвели 621.1 млрд. КВтч, это на 0.2% меньше чем в 2013 году. А в целом выработка электроэнергии тепловыми электростанциями РФ, снизилась до уровня 2010 года.

Если рассматривать выработку электроэнергии в разрезе ОЭС, то в каждой энергосистеме на долю ТЭС приходится наибольшее производство электричества. Больше всего доля ТЭС в ОЭС Урала – 86.8%, а наименьшая в ОЭС Северо-Запада – 45.4%. Что касается количественного производства электроэнергии, то в разрезе ОЭС это выглядит следующим образом:

• ОЭС Урала – 225.35 млрд. КВтч;
• ОЭС Центра – 131.13 млрд. КВтч;
• ОЭС Сибири – 94.79 млрд. КВтч;
• ОЭС Средней Волги – 51.39 млрд. КВтч;
• ОЭС Юга – 49.04 млрд. КВтч;
• ОЭС Северо-Запада – 46.55 млрд. КВтч;
• ОЭС Дальнего Востока – 22.87 млрд. КВтч.

Тепловые электростанции в России разделяются на два вида ТЭЦ и ГРЭС. Теплоэлектроцентраль (ТЭЦ) представляет собой электростанцию с возможностью отбора тепловой энергии . Таким образом, ТЭЦ производит не только электроэнергию, но и тепловую энергию, использующуюся для горячего водоснабжения и отопления помещений. ГРЭС – тепловая электростанция производящая только электроэнергию. Аббревиатура ГРЭС осталась с советских времен и означала государственная районная электростанция.

На сегодняшний день в Российской Федерации функционирует около 370 тепловых электростанций. Из них 7 имеют мощность свыше 2 500 МВт:

• Сургутская ГРЭС – 2 – мощность 5 600 МВт, виды топлива – природный и попутный нефтяной газ – 100%.
• Рефтинская ГРЭС – мощность 3 800 МВт, виды топлива – уголь – 100%.
• Костромская ГРЭС – мощность 3 600 МВт, виды топлива – природный газ -87%, уголь – 13%.
• Сургутская ГРЭС – 1 – мощность 3 270 МВт, виды топлива – природный и попутный нефтяной газ – 100%.
• Рязанская ГРЭС – мощность 3070 МВт, виды топлива – мазут – 4%, газ – 62%, уголь – 34%.
• Киришская ГРЭС – мощность 2 600 МВт, виды топлива – мазут – 100%.
• Конаковская ГРЭС – мощность 2 520 МВт, виды топлива – мазут – 19%, газ – 81%.

Перспективы развития отрасли

Последние несколько лет в российском энергетическом комплексе сохраняется положительный баланс между выработанной и потребленной электроэнергией. Как правило, общее количество потребленной энергии составляет 98-99% от выработанной. Таким образом можно сказать, что существующие производственные мощности полностью перекрывают потребности страны в электроэнергии.

Основные направления деятельности российских энергетиков направлены на повышение электрификации удаленных районов страны, а также на обновление и реконструкцию уже существующих мощностей.

Необходимо отметить, что стоимость электроэнергии в России существенно ниже, чем в странах Европы и Азиатско - Тихоокеанского региона, поэтому разработке и внедрению новых альтернативных источников получения энергии, не уделяется должного внимания. Доля в общем производстве электроэнергии ветроэнергетики, геотермальной энергетики и солнечной энергетики в России не превышает 0.15% от общего количества. Но если геотермальная энергетика очень сильно ограничена территориально, а солнечная энергетика в России не развивается в промышленных масштабах, то пренебрежение ветроэнергетикой является недопустимым.

На сегодняшний день в мире, мощность ветряных генераторов составляет 369 тыс. МВт, что всего на 11 тыс. МВт меньше, чем мощность энергоблоков всех АЭС мира. Экономический потенциал российской ветроэнергетики составляет около 250 млрд. КВтч в год, что равняется примерно четверти всей потребляемой электроэнергии в стране. На сегодняшний день производство электроэнергии с помощью ветрогенераторов не превышает 50 млн. КВтч в год.

Необходимо также отметить повсеместное внедрение энергосберегающих технологий, во все виды хозяйственной деятельности, которое наблюдается в последние годы. На производствах и в домашних хозяйствах используются различные приборы позволяющие сократить расход электроэнергии, а в современном строительстве активно используют теплоизоляционные материалы. Но, к сожалению, несмотря даже на принятый в 2009 году Федеральный Закон «Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности в Российской Федерации», по уровню экономии электроэнергии и энергосбережения, РФ очень сильно отстает от стран Европы и США.

Будьте в курсе всех важных событий United Traders - подписывайтесь на наш

После того, как принято решение купить электростанцию, одним из самых важных вопросов при ее выборе является вопрос о необходимой мощности. Для того, чтобы сделать точный выбор и оптимально эксплуатировать устройство, не помешает иметь понятие о некоторых определениях мощности, используемых для различных режимов работы оборудования.

В паспортах на многие электростанции указывается полная и активная мощность. Первая указывается в кВА (5 кВА, 10 кВА, 15 кВА, 20 кВА, 25 кВА, 30 кВА, 35 кВА). Вторая - в кВТ (5 кВТ, 10 кВТ, 15 кВТ, 20 кВТ, 25 кВТ, 30 кВТ, 35 кВТ). Полная имеет две составляющие: активную и реактивную. В цепях постоянного тока и цепях переменного тока с активной нагрузкой,не вызывающей сдвига фаз между напряжением и током,полная мощность равна активной, то есть используемой для непосредственного влияния на нагрузку (полезной). Однако,при работе электростанций переменного тока на нагрузку,всегда имеет место фазовый сдвиг между напряжением и током и,как следствие, появление реактивной составляющей полной мощности, не используемой в нагрузке. Чем больше сдвиг фаз, тем больше реактивная мощность, и меньше активная, реально отдаваемая в нагрузку мощности. Для характеристики активной составляющей полной мощности используется коэффициент,равный отношению активной мощности к полной.Он называется коэффициентом мощности. В основном, при работе электростанций имеет место коэффициент 0,8,то есть активная мощность в 1,25 раза меньше полной. На это следует обратить внимание для точного соответствия выбираемого оборудования суммарной нагрузке своих токоприемников.

Далее следует отметить, что паспортная мощность указывается производителем для определенных нормальных условий работы - температуры, влажности, давления. При отклонении от этих условий, например, при повышении температуры, увеличении влажности, уменьшении давления, отдаваемая в нагрузку мощность будет меньше паспортной, иногда даже на 40-50%. В таком случае,для расчета необходимой мощности не обойтись без поправочных коэффициентов.

Для различных режимов эксплуатации дизельной электростанции применяются несколько определений мощности,на которые следует обратить внимание.

Максимальная выходная мощность - та, которая может поддерживаться только очень короткое время (от нескольких секунд до нескольких минут). Реальная (номинальная) мощность всегда ощутимо ниже.
Кратковременная мощность - это максимальная мощность, выдаваемая генератором электростанции в условиях, определенных производителем, не больше 500 часов ежегодно и 300 часов в интервалах между техобслуживаниями. Использование такого режима нежелательно, так как это может снизить срок службы установки.

Рабочая мощность-активная мощность электростанции при номинальном токе и напряжении и установленных производителем условиях.

Длительная мощность - это номинальная мощность, которую дизельные генераторы электростанции могут непрерывно отдавать в нагрузку неограниченное время между техническим обслуживанием, в условиях окружающей среды, определенных производителем.

Мощность в режиме основного источника питания(основная) - максимальная мощность при работе на переменную нагрузку в течении неограниченного времени между техобслуживаниями. Средняя мощность, отдаваемая электростанцией при работе в таком режиме в течении 24 часов, должна быть не больше 80% основной мощности.

Резервная мощность - это максимально допустимая мощность при работе на переменную нагрузку в течении ограниченного количества времени в год (например не более 500 часов). Продолжительность работы со 100% мощностью должна быть не более 25 часов в год, а с 90% нагрузкой - не более 200 часов в год. Превышение ограничений не допускается.