МОСКВА, 23 ноября. /ТАСС/. Минэнерго РФ планирует к 2020 г. вывести из эксплуатации около 10 тыс. МВт (10 ГВт - ТАСС) неэффективных мощностей и заменить их на новые. Об этом сообщил министр энергетики России Александр Новак в ходе V международного форума "Эффективность и развитие энергетики" Enes.
"Конкурсный отбор мощностей, который был введен в прошлом году, уже позволяет говорить о том, что к 2020 г. будет выведено около 10 тыс. МВт старых неэффективных мощностей. При том, что за счет ввода новых мощностей по договорам предоставления мощностей мы значительно обновили базу по выработке электроэнергии", - сказал министр.
Ранее Новак сообщал, что объекты электросетевого комплекса Центрального федерального округа нуждаются в масштабной модернизации для предотвращения крупных отключений.
Он напомнил, что с 19 сентября текущего года комиссии Минэнерго РФ приступили к плановым проверкам готовности субъектов электроэнергетики к прохождению предстоящего осенне-зимнего периода. В частности, в ЦФО будет проверено 83 субъекта электроэнергетики, в настоящее время процедуру проверки проходят 9 из них.
Комментарии
Заголовок либерастический. Нужно было написать: "Минэнерго РФ планирует к 2020 г. 10 ГВт неэффективных мощностей заменить на новые"
ваш вариант точней отображает суть, заменил.
ну наконецто...ждём недождёмся. когда на Воркутинских ТЭЦ-1 заменят турбину и генератор 20-х годов выпуска (Метро-Виккерс), И ТЭЦ-2 турбины выпуска Брянского паровозостроительного завода выпуска 1952 года
Чё жалуетесь-то?
Вон в омерике все длиннющие гребные валы авианосцев, включая последний супер-пупер, обрабатывают на токарном станке с огромным РМЦ вып. 1929 г.
И ничего, всё работает.
У нас в Петровске (Саратовской обл.) работает резьбошлифовальный станок 1899 г. , на раме отлито (немецкий, конечно)
И никто не жалуется.
Главное в технике — хорошее обращение! :)
на удельный расход пара на выработку 1 кВт часа электроэнергии...таки у современных турбин он уж раза в два понижее будет. А это удельный расход топлива...ну...и себестоимость выработки электроэнергиии тариф в конечном итоге.
и вопрос: сколько валов для авианосцев нужно в год Америке?
А я откуда знаю?
Видимо они изнашиваются тоже, станок всегда в работе.
Как и в любом станке заднюю бабку подвинуть можно, поменьше что-нибудь выточить...
каким это образом в два раза то уменьшили?
КПД непосредственно турбины и так уже около 98% болтается очень давно...
на старых, довоенных, ну может быть 75%....
Ну это вы загнули насчет 98% :)
Сами проточные части конечно достигли уже насыщения по предельному уровню к.п.д. и он составляет для тепловых станций величину от 90% до 94,5% в зависимости от цилиндра. И остается только повышать термодинамический к.п.д. всего цикла в целом, что достигаетая повышением начальных параметров
к.п.д. цикла новых A-USC блоков достигнет и перевалит уровень в 50% нетто.
Ну а для ПГУ уже считается хорошо освоеным общий уровень к.п.д. цикла в 58-60%, с перспективой до 65%.
Расти есть еще куда, весь вопрос в материаловедении и удельной стоимости на выработанный кВтч
камрад то не сильно в принципе ошибся , массово конечно это не распростарнено но планка 97% уже взята для гидротурбин, насчет паровых надо поискать. поглыбже.)))
Это да, только в гидротурбинах отсутствует термодинамический цикл как таковой, есть только лопаточный аппарат, эффективность которого и в паровых турбинах составляет приблизительно такие же цифры ... просто для паровых турбоустановок (а это комплекс паровая турбина + система регенеративного подогрева воды для котла) правильно говорить о к.п.д. цикла, а он гораздо меньше, ибо кпд лопаточного аппарата условно нужно помножить на кпд термодинамического цикла Ренкина с такими начальными и конечным параметрами ...
В основном, для паровых турбоустановок и блоков вцелом (котел + турбоустановка) в конденсационном режиме (чисто выработка э/э) используется обратная этому кпд величина, называемая удельный расход топлива, размерностью г.у.т/(кВт×ч), т.е. сколько грамм условного топлива (условное - определенной теплотворной способности) нужно сжечь, чтобы выработать кВт×ч.
Ну если брать без когенерации то у ТЭС сейчас будет что-то около 40%, у ПГУ в районе 60, с когенераций/тригенерациией еще веселей там для паратурбинных электростанций может и 70%+ быть, а для ПГУ и все 90%. Ну если не в два раза то в 1.5 раза КПД вырос точно (с учетом когенерации/тригенерации) .
ну с когенерацией можно и 100% почти сделать. Если использовать турбину с противодавлением, например.
Просто на мощных электрических блоках получается и мощный выхлоп когенерации, который никуда в таком количестве не приспособишь.
Вот и болтаются турбины для ТЭЦ (с выхлопом для выработки тепла) в районе до 200 МВт.
про КПД именно проточной части я и говорил.
Так-то, если брать турбоустановку в целом, в конденсаторе и "теряется" энергия, в результате чего КПД станции и составляет около 40%.
А по поводу ПГУ - это, конечно, хорошо, только очень мощных газовых турбин не существует. Мощных настолько, чтобы дополнительно к паровому блоку, например, мощностью 300 МВт, прикрутить её в качестве надстройки, подняв тем самым КПД сжигания газа до указанных 60%.
современные ПГУ около 300-500 МВт у нас в стране строят, 2-3 блока ПГУ почти как ВВЭР-1000(естесвенно у каждого свои плюсы минусы). У ПГУ все таки главное ограничение это использование в качестве топлива газ.
а что там за турбины?
насколько я интересовался, даже Сименс выше 300 МВт еще не "прыгнул".
http://www.energy.siemens.com/hq/en/fossil-power-generation/gas-turbines...
сименс с SGT5-8000H прыгнул до 570МВт если в комбинированном цикле считать, если "простой" цикл то 375 МВТ
Последний абзац - неверное утверждение, на Киришской ГРЭС как раз крайние по машзалу трехсотки достроены до ПГУ-800, потребовалась только замена лопаточного аппарата паровых турбин при сохранении наружных корпусов цилиндров. кпд блока 55%, применены 2хSGT5-4000F ... Были бы ГТ Н-класса - достигли бы 60%
Единичная мощность ГТ уже несколько лет как у паровых милионников, жаль только компрессор 2/3 мощности сжирает ... 8000H сименса имеет 425 МВт
В Костроме с ТЭЦ-1 ещё бы сделали что-нибудь.
может я плохо считаю?
далее по тексту идет 10 тыс МВт, исправлю
Так в источнике. Это опечатка, видимо.
10 тыс кВт или 10 тыс. МВт (10 ГВт) собираются вывести? Разница на порядок вообще-то...Что-то я не слышал о программе строительства электрогенерации в ЦФО с суммарной мощностью в 8,5 блоков ВВЭР - 1200 до 2020 года...
думаю прямую речь передали правильно, а вот вначале в перессказе ошиблись
это не о ЦФО, а в обще
Во первых это не о ЦФО, а о всей России.
Во вторых вы и в 2014 году, наверняка не заметили как ввели 7.5 ГВт новых мощностей. Там только 1 блок АЭС.
Если рассмотреть подробней то за 2014 год наиболее крупные объекты выглядели так:
Как видно в списке 1070МВт от АЭС и 999МВт дали мощные агрегаты ГЭС, а в сумме 5271 4 МВт, еще 2.2 ГВт это менее мощные новые электростанции разных видов. Как видим среди крупных вновь введенных электростанций в 2014 году более половина мощности пришлось на новые ПГУ( парогазовые установки).
Разница на ТРИ порядка.
сейчас придет Смешинка и расскажет Вам, что для обычного пролетария это даже плохо. потому что нужно будет меньше топлива добывать - соответственно увеличится безработица среди шахтеров + все эти вложения увеличат стоимость электроэнергии для населения - а все плюшки - капиталистам.
инфраструктуру надо обновлять/содержать в порядке это должно быть аксиомой.
Опять понатыкают ПГУ-шек на импортных ГТ ... банкет для GE/Siemens продолжается
да, я уже глянул, привели ссылку выше.
уже перестал следить за газотурбинами.
проблема в том, что связка ГТУ-ПГУ, которая имеет высокий КПД, должна работать круглосуточно. Т.к. паровая турбина - довольно инерционная конструкция.
Поэтому у этой связки ограниченное применение: либо в городе, где на ТЭЦ нельзя жечь уголь, либо станция, где и так газ жгут, либо "халявный" газ - например, утилизация газа месторождений.
Для мощных ТЭС все таки жгут уголь. Стоимость энергии все равно получается дешевле, чем жечь газ в ГТУ-ПГУ.
В Казахстане может быть, в РФ нет у нас газ дешевле чем уголь(даже тогда когда цены на энергоуголь были в самом низу), а что ГТУ что паровая установка имеют весьма сходные КПД. Примерно 60% "тепловой генерации" электричества (по установленной мощности) в РФ работают на газе.
если газ сравним по цене с углем (за единицу теплоты), то может быть.
ГТУ и паровая установка имеют примерно одинаковый КПД.
но их можно соединить и тогда общий КПД удвоится.
Но если ГТУ можно запустить за минуты, то паровую турбину так не получится. Поэтому ценой увеличения степени использования топлива уменьшается маневренность. И наоборот.
У всех свои плюсы минусы. По хорошему все нужны , глупо иметь одни ГТУ. В базе лучше ПГУ все таки. А так из 10 самых мощных тепловых станций в РФ 2 шт на угле работают, 2 частично на попутном /природном газе, остальные на природном газе.