Пути повышения эффективности электростанций

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

Раздел 1. Теоретические основы структуры и ценовой политики на рынке электроэнергии страны

1.1 Типы и виды электростанций

1.2 Преимущества и недостатки электростанций

1.3 Энергосистемы

Раздел 2. Расчётная часть

Раздел 3. Пути повышения эффективности электростанций

Заключение

Список использованный литературы



Введение

ценовой рынок электростанция энергосистема

Электроэнергетика - отрасль промышленности, занимающаяся производством электроэнергии на электростанциях и передачей ее потребителям. Энергетика является основой развития производственных сил в любом государстве, обеспечивающей бесперебойную работу промышленности, сельского хозяйства, транспорта, коммунальных хозяйств. Стабильное развитие экономики невозможно без постоянно развивающейся энергетики. Энергетическая промышленность также является частью топливно-энергетической промышленности. Российская энергетика - это 600 тепловых, 100 гидростанций, 9 атомных электростанций. Положение в электроэнергетике России сегодня далеко не лучшее. Государственная политика формирования рыночных отношений в электроэнергетике России не учитывает свойств и особенностей этой отрасли. Концепция, как нужно строить рыночные отношения в области энергетики имеется, но детально проработанной и полноценной программы перехода к рынку сегодня нет. Одной из составляющих энергетической политики России, и ее регионов должно стать формирование нового механизма управления функционированием и развитием электроэнергетического комплекса. Это необходимо проводить в рамках, осуществляемых в стране общих экономических реформ с учетом особенностей энергетического комплекса. Поскольку, эти и другие необходимые основы рыночной экономики, пока не сформированы, и это потребует длительного времени, то невозможность саморегулирования на рыночных принципах должна быть компенсирована сильным государственным регулированием экономических процессов. Электроэнергетика обладает рядом особенностей, обусловливающих необходимость сохранения в ближайшей перспективе преимущественно государственного управления его функционированием и развитием. К ним относятся:

Особая важность для населения и всей экономики обеспечения надежного энергоснабжения;

Высокая капиталоемкость и сильная инерционность развития электроэнергетики;

Высокий уровень опасности объектов электроэнергетики для населения и природы.

Монопольное положение отдельных предприятий и систем по технологическим условиям, а так же вследствие сложившейся в нашей стране высокой концентрации мощностей электроэнергетики;

Отсутствие необходимых для рыночной экономики резервов в производстве и транспорте энергоресурсов.

Цель данной работы проанализировать современное состояние электроэнергетики и ее основные проблемы.

Основная задача состоит в том, чтобы дополнить уже имеющиеся исследования электроэнергетики России комплексным взаимосвязанным анализом состояния и перспектив развития, посмотреть по-новому на развитие электроэнергетики в условиях перехода к рыночной экономике и интеграции ее в мировое хозяйство.



Раздел 1. Теоретические основы структуры и ценовой политики на рынке электроэнергии страны

1.1 Типы и виды электростанций

Тепловые электростанции. Около 75% всей электроэнергии России производится на тепловых электростанциях. Это основной тип электростанций в России. Среди них главную роль играют мощные (более 2 млн. кВт) ГРЭС - государственные районные электростанции, обеспечивающие потребности экономического района, работающие в энергосистемах. Большинство городов России снабжаются именно ТЭС. Часто в городах используются ТЭЦ - теплоэлектроцентрали, производящие не только электроэнергию, но и тепло в виде горячей воды. Такая система является довольно-таки непрактичной т.к. в отличие от электрокабеля надежность теплотрасс чрезвычайно низка на больших расстояниях, эффективность централизованного теплоснабжения при передаче также сильно понижается. На размещение тепловых электростанций оказывает основное влияние топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные ТЭС расположены в местах добычи топлива. Тепловые электростанции, использующие местные виды топлив (торф, сланцы, низкокалорийные и многозольные угли), ориентируются на потребителя и одновременно находятся у источников топливных ресурсов. Развитие ТЭС сдерживается рядом факторов. Стоимость угля, нефти и газа, на которых работают тепловые станции, растет, а природные ресурсы этих видов топлива сокращаются и в процессе производства электроэнергии на ТЭС происходит выброс вредных веществ в атмосферу. Причем если топливом служит уголь, особенно бурый, малоценный для другого вида использования и с большим содержанием ненужных примесей, выбросы достигают колоссальных размеров.

Гидроэлектростанции. ГЭС производят наиболее дешевую электроэнергию, но имеют довольно-таки большую себестоимость постройки. Именно ГЭС позволили советскому правительству в первые десятилетия советской власти совершить такой прорыв в промышленности. Современные ГЭС позволяют производить до 7 Млн. КВт энергии, что вдвое превышает показатели действующих в настоящее время ТЭС и АЭС, однако размещение ГЭС в европейской части России затруднено по причине дороговизны земли и невозможности затопления больших территорий в данном регионе. Наиболее мощные ГЭС построены в Сибири, где наиболее эффективно осваиваются гидроресурсы. ГЭС можно разделить на две основные группы: ГЭС на крупных равнинных реках и ГЭС на горных реках. В нашей стране большая часть ГЭС сооружалась на равнинных реках. Равнинные водохранилища обычно велики по площади и изменяют природные условия на значительных территориях. Ухудшается санитарное состояние водоёмов.

Весьма перспективным является строительство гидроаккумулирующих электростанций - ГАЭС. Их действие основано на цикличном перемещении одного и того же объема воды между двумя бассейнами: верхним и нижним. В ночные часы, когда потребность электроэнергии мала, вода перекачивается из нижнего водохранилища в верхний бассейн, потребляя при этом излишки энергии, производимой электростанциями ночью. Днем, когда резко возрастает потребление электричества, вода сбрасывается из верхнего бассейна вниз через турбины, вырабатывая при этом энергию. Это выгодно, так как остановки ГЭС в ночное время невозможны. Таким образом, ГАЭС позволяет решать проблемы пиковых нагрузок. В России, особенно в европейской части, остро стоит проблема создания маневренных электростанций, в том числе ГАЭС. Важным недостатком ГЭС является сезонность их работы, столь неудобная для промышленности.

Атомные электростанции. Первая в мире АЭС - Обнинская была запущена в 1954 году в России. Персонал 9 российских АЭС составляет 40.6 тыс. человек или 4% от общего числа населения занятого в энергетике. 11.8% или 119.6 млрд. КВт. всей электроэнергии, произведенной в России выработано на АЭС. Планировалось, что удельный вес АЭС в производстве электроэнергии достигнет в СССР в 1990 г. 20%, фактически было достигнуто только 12,3%. Чернобыльская катастрофа вызвала сокращение программы атомного строительства, с 1986 г. в эксплуатацию были введены только 4 энергоблока. АЭС, являющиеся наиболее современным видом электростанций имеют ряд существенных преимуществ перед другими видами электростанций: при нормальных условиях функционирования они абсолютно не загрязняют окружающую среду, не требуют привязки к источнику сырья и соответственно могут быть размещены практически везде, новые энергоблоки имеют мощность практически равную мощности средней ГЭС, однако коэффициент использования установленной мощности на АЭС (80%) значительно превышает этот показатель у ГЭС или ТЭС. Значительных недостатков АЭС при нормальных условиях функционирования практически не имеют, но работа АЭС сопровождается рядом негативных последствий:

Существующие трудности в использовании атомной энергии - захоронение радиоактивных отходов. Для вывоза со станций сооружаются контейнеры с мощной защитой и системой охлаждения. Захоронение производится в земле, на больших глубинах в геологически стабильных пластах.

Катастрофические последствия аварий на наших АЭС - следствие несовершенной защиты системы.

Тепловое загрязнение используемых АЭС водоёмов. - Локальное механическое воздействие на рельеф при строительстве.

Функционирование АЭС, как объектов повышенной опасности, требует участия государственных органов власти и управления в формировании направлений развития, выделения необходимых средств.

Другие виды электростанций. Несмотря на то, что так называемые “нетрадиционные” виды электростанций занимают всего 0.07% в производстве электроэнергии, в России развитие этого направления имеет большое значение, особенно учитывая размеры территории страны. Единственным представителем этого типа электростанций в России является Паужетская Геотермальная ТЭС была построена в 1966 году на юге Камчатки мощностью 5 МВт, в долине реки Паужетка, в районе вулканов Кошелёва и Камбального. В 1980 году её мощность составляла уже 11 МВт. Поскольку топливо у геотермальных ТЭС бесплатное, то и себестоимость вырабатываемой электроэнергии в несколько раз ниже. Существует несколько схем получения электроэнергии на геотермальной электростанции. Прямая схема: природный пар направляется по трубам в турбины, соединённые с электрогенераторами. Непрямая схема: пар предварительно (до того как он попадёт в турбины) очищают от газов, вызывающих разрушение труб. Смешанная схема: неочищенный пар поступает в турбины, а затем из воды, образовавшейся в результате конденсации, удаляют не растворившиеся в ней газы. Именно по такой схеме работает Паужетская электростанция. Станция эксплуатируется с 1966 года и устарела, как морально, так и физически. В настоящее время в стадии разработки находится технический проект ветроэнергетической электростанции мощностью в 1 МВт. на базе ветрового генератора мощностью 16 КВт, выпускаемого НПО “ВетроЭн”. В скором времени планируется пустить Мутновскую ГеоТЭС мощностью 200 Мвт. Уровень технологических разработок России в этой области сильно отстает от мирового. В удаленных или труднодоступных районных России, где нет необходимости строить большую электростанцию, да и обслуживать ее зачастую некому, “нетрадиционные” источники электроэнергии - наилучшее решение.

Наиболее часто в современной энергетике выделяют традиционную и нетрадиционную энергетики. Традиционную энергетику главным образом разделяют на электроэнергетику и теплоэнергетику. Наиболее удобный вид энергии - электрическая, которая может считаться основой цивилизации. Преобразование первичной энергии в электрическую производится на электростанциях. В нашей стране производится и потребляется огромное количество электроэнергии. Она почти полностью вырабатывается тремя основными типами электростанций: тепловыми, атомными и гидроэлектростанциями. Примерно 70% мировой электроэнергии вырабатывают на ТЭС. Они делятся на конденсационные тепловые электростанции (КЭС), вырабатывающие только электроэнергию, и теплоэлектроцентрали (ТЭЦ), которые производят электроэнергию и теплоту. В России около 75% энергии производится на тепловых электростанциях. ТЭС строят в районах добычи топлива или в районах потребления энергии. ГЭС выгодно строить на полноводных горных реках. Поэтому наиболее крупные ГЭС построены на сибирских реках. Енисее, Ангаре. Но также построены каскады ГЭС и на равнинных реках: Волге, Каме. АЭС построены в районах, где потребляется много энергии, а других энергоресурсов не хватает (в западной части страны). Основным типом электростанций в России являются тепловые (ТЭС). Эти установки вырабатывают примерно 67% электроэнергии России. На их размещение влияют топливный и потребительский факторы. Наиболее мощные электростанции располагаются в местах добычи топлива. ТЭС, использующие калорийное, транспортабельное топливо, ориентированы на потребителей.

Рис.1. Принципиальная схема тепловой электростанции

Принципиальная схема тепловой электростанции представлена на рис.1. Стоит иметь в виду, что в ее конструкции может быть предусмотрено несколько контуров - теплоноситель от тепловыделяющего реактора может не идти сразу на турбину, а отдать свое тепло в теплообменнике теплоносителю следующего контура, который уже может поступать на турбину, а может дальше передавать свою энергию следующему контуру. Также в любой электростанции предусмотрена система охлаждения отработавшего теплоносителя, чтобы довести температуру теплоносителя до необходимого для повторного цикла значения. Если поблизости от электростанции есть населенный пункт, то это достигается путем использования тепла отработавшего теплоносителя для нагрева воды для отопления домов или горячего водоснабжения, а если нет, то излишнее тепло отработавшего теплоносителя просто сбрасывается в атмосферу в градирнях. Конденсатором отработавшего пара на неатомных электростанциях чаще всего служат именно градирни. Основное оборудование ТЭС - котел-парогенератор, турбина, генератор, конденсатор пара, циркуляционный насос. В котле парогенератора при сжигании топлива выделяется тепловая энергия, которая преобразуется в энергию водяного пара. В турбине энергия водяного пара превращается в механическую энергию вращения. Генератор превращает механическую энергию вращения в электрическую. Схема ТЭЦ отличается тем, что по ней, помимо электрической энергии, вырабатывается и тепловая путем отвода части пара и нагрева с его помощью воды, подаваемой в тепловые магистрали. Есть ТЭС с газотурбинными установками. Рабочее тело и них - газ с воздухом. Газ выделяется при сгорании органического топлива и смешивается с нагретым воздухом. Газовоздушная смесь при 750-770°С подается в турбину, которая вращает генератор. ТЭС с газотурбинными установками более маневренна, легко пускается, останавливается, регулируется. Но их мощность в 5-8 раз меньше паровых. Процесс производства электроэнергии на ТЭС можно разделить на три цикла: химический - процесс горения, в результате которого теплота передается пару; механический - тепловая энергия пара превращается в энергию вращения; электрический - механическая энергия превращается в электрическую.

Общий КПД ТЭС состоит из произведения КПД (з) циклов:

КПД идеального механического цикла определяется так называемым циклом Карно:

где T1 и Т2 - температура пара на входе и выходе паровой турбины.

На современных ТЭС Т1=550°С (823°К), Т2=23°С (296°К).

Практически с учетом потерь зтэс=36-39%. Из-за более полного использования тепловой энергии КПД ТЭЦ = 60-65%.

Атомная электростанция отличается от ТЭС тем, что котел заменен ядерным реактором. Теплота ядерной реакции используется для получения пара. Первичной энергией на АЭС является внутренняя ядерная энергия, которая при делении ядра выделяется в виде колоссальной кинетической энергии, которая, в свою очередь, превращается в тепловую. Установка, где идут эти превращения, называется реактором. Через активную зону реактора проходит вещество теплоноситель, которое служит для отвода тепла (вода, инертные газы и т.д.). Теплоноситель уносит тепло в парогенератор, отдавая его воде. Образующийся водяной пар поступает в турбину. Регулирование мощности реактора производится с помощью специальных стержней. Они вводятся в активную зону и изменяют поток нейтронов, а значит, и интенсивность ядерной реакции. Природное ядерное горючее атомной электрической станции - уран. Для биологической защиты от радиации используется слой бетона в несколько метров толщиной. При сжигании 1 кг каменного угля можно получить 8 кВт-ч электроэнергии, а при расходе 1 кг ядерного топлива вырабатывается 23 млн. кВтч электроэнергии. Более 2000 лет человечество использует водную энергию Земли. Теперь энергия воды используется на гидроэнергетических установках (ГЭУ) трех видов:

Гидравлические электростанции (ГЭС);

Приливные электростанции (ПЭС), использующие энергию приливов и отливов морей и океанов;

Гидроаккумулирующие станции (ГАЭС), накапливающие и использующие энергию водоемов и озер.

Гидроэнергетические ресурсы в турбине ГЭУ преобразуются в механическую энергию, которая в генераторе превращается в электрическую.

Таким образом, основными источниками энергии являются твердое топливо, нефть, газ, вода, энергия распада ядер урана и других радиоактивных веществ. Все основные типы электростанций оказывают значительное негативное воздействие на природу. ТЭС загрязняют воздух, шлаки станций, работающих на угле, занимают огромные территории. Водохранилища равнинных ГЭС заливают плодородные пойменные земли, приводят к заболачиванию земель. Небезопасными оказались и АЭС. Будущее за использованием нетрадиционных источников энергии -- энергии ветра, приливов, Солнца и внутренней энергии Земли.



1.2 Преимущества и недостатки электростанций

Для питания загородных домов, или иных нужд часто требуются автономные источники электричества. Как правило, для этой нужды применяются автономные генераторные агрегаты - бензиновые, газовые и дизельные электростанции. Рассмотрим перечисленные устройства с точки зрения их применимости для частных нужд. Газовые генераторные агрегаты - это вершина прогресса в области мини-электростанций. Сжатый пропан, используемый в качестве топлива, гораздо дешевле бензина и дизельного топлива. Экономия топлива возрастает в несколько раз, если подключить агрегат к газовой магистрали. Газовые генераторы обладают значительными достоинствами - это и срок эксплуатации (до 320 000 часов), и высокий кпд, и более высокая экономия при эксплуатации. Не давая выхлопов, они малошумны и экологичны. К недостаткам следует отнести неудобства, связанные с доставкой топлива, а также дороговизну подключения к газовой магистрали. Бензиновые генераторы работают, конечно же, на автомобильном бензине (марок АИ-92, АИ-93). Двигатель генераторного агрегата бывает 2-х и 4-хтактным. Практическое отличие заключается в ресурсе - для 2-хтактных двигателей он едва достигает 500 часов, а для 4-хтактных - 4000 часов при ежедневном 8-ми часовом «рабочем дне». Определенным достоинством бензиновых устройств является небольшая стоимость установки (дизель-генераторы значительно дороже), и высокая мобильность. Они легки, и могут работать при низких температурах. Удобство эксплуатации тоже можно отнести к очевидным достоинствам установки. Среди недостатков выделяют низкий кпд, пожаро-опасность топлива и вред для окружающей среды, что несколько снижает востребованность агрегатов на бензине. И все же, бензиновые генераторы - идеальный источник энергии для снабжения бытовых приборов. «Золотой серединой» являются дизельные генераторы. Более дорогие по сравнению с бензиновыми, они гарантируют снабжение любых потребителей качественной и мощной энергией. Широкий диапазон рабочих условий (генераторы выпускаются для разных климатических зон), применяемые технологии для шумопоглощения, высокая надежность и удобство эксплуатации сделали дизельные агрегаты самыми востребованными. Их моторесурс может достигать 40000 часов, что вполне неплохо. Достоинством установок можно назвать качество вырабатываемого тока - высокая стабильность по частоте и напряжению. Дизтопливо заметно дешевле, чем бензин, что позволяет говорить о высокой окупаемости установки. Ну а недостатки - шум и не экологичность, - легко могут устраняться современными технологиями.

Преимущества электростанций на топливных элементах:

Топливные элементы просты по своей природе, долговечны и редко требуют технического обслуживания и ремонта.Размещено на http://www.allbest.ru/

Топливные элементы эффективнее, чем обычные генераторы, для мелкомасштабного обеспечения электроэнергией.

Водород -- наиболее предпочтительный источник энергии для топливных элементов -- нетоксичен.

При соблюдении правил эксплуатации водородный топливный $ элемент производит пренебрежимо малое количество загрязняющих атмосферу газов и не делает пылевых загрязнителей вовсе. Даже если топливом для топливного элемента служат более привычные метан или пропан, уровень загрязнения окружающей среды все равно ниже, чем при работе с традиционным генератором на двигателе внутреннего сгорания.

Использование топливных ячеек позволяет избежать зависимости от импорта нефти.

Производство водорода для топливных ячеек может при наличии соответствующей инфраструктуры доставки и хранения -- повысить запас топлива для обогрева.

Действующие газопроводы можно использовать для подачи метана на электростанции с топливными элементами, применяющими этот газ.

Некоторые виды топлива, подходящие для использования в топливных элементах, можно производить на небольших местных предприятиях.

Иногда местные власти стимулируют применение альтернативной энергетики (включая топливные элементы) с помощью налоговых льгот и субсидий.

Недостатки электростанций на топливных элементах

В некоторых районах обслуживание топливных элементов затруднительно из-за недостатка запчастей или опытных техников.

Доставка и хранение топлива для водородных топливных элементов представляют собой главное технологическое препятствие широкому распространению малых электростанций такого типа, хотя это ограничение не касается жидких видов альтернативного топлива.

Удельная энергия (энергоемкость) водорода по сравнению с другими видами топлива относительно низка. Это ограничение также не касается жидких видов альтернативного топлива.

Водород чрезвычайно горюч и взрывоопасен. Это ограничение обычно не относится к жидким видам альтернативного топлива.

Водородные топливные элементы достаточно дороги в эксплуатации, в основном из-за стоимости процессов, связанных с выделением свободного водорода из его природных форм. Жидкие виды альтернативного топлива, как правило, не имеют такого недостатка.

Некоторые виды топлива, такие как дизельное или биодизель, в холодную погоду становятся более вязкими, что может вывести топливный элемент из строя.

Другие виды топлива -- метанол или бензин, например, -- могут быть токсичны при прямом контакте.

Преимущества ядерных электростанций:

Уран -- относительно недорогое топливо. Месторождения урана распространены достаточно широко в мире.

Техническое обслуживание ядерных электростанций -- процесс очень важный, но его не нужно проводить так же часто, как дозаправку и техобслуживание традиционных электростанций.

Ядерные реакторы и связанные с ними периферийные устройства могут работать в отсутствие кислорода. Это значит, что они могут быть целиком изолированы и при необходимости помещены под землю или под воду без вентиляционных систем.

Ядерные электростанции, в отличие от электростанций на природном топливе, не производят так называемых парниковых газов, угарного газа (СО) или пыладых загрязнителей.

Ядерные электростанции, построенные и эксплуатируемые с соблюдением всех мер предосторожности, могут помочь мировой экономике избавиться от чрезмерной зависимости от ископаемого топлива для производства электричества.

Недостатки ядерных электростанций

Добыча и обогащение урана могут подвергнуть занятый на этих работах персонал воздействию радиоактивной пыли, а также привести к выбросу этой пыли в воздух или в воду.

Отходы ядерных реакторов остаются радиоактивными долгие годы. Существующие и перспективные методы их утилизации сопряжены с техническими, экологическими и политическими проблемами.

Несмотря на то что риск диверсии на ядерных электростанциях невелик, потенциальные ее последствия -- выброс радиоактивных материалов в окружающую среду -- очень серьезны. Пренебрегать такими рисками нельзя.

Перевозка расщепляющихся материалов на электростанции для использования в качестве топлива и перевозка радиоактивных отходов к местам их утилизации (захоронения) никогда не могут быть абсолютно безопасным делом. Последствия нарушения системы безопасности могут быть катастрофическими.

Попадание расщепляющихся ядерных материалов не в те руки может спровоцировать ядерный терроризм или шантаж.

Из-за перечисленных выше факторов риска широкому применению ядерных электростанций сопротивляются различные общественные организации. Это способствует росту настороженного отношения в обществе к ядерной энергетике в целом, особенно в США.

Преимущества геотермальных электростанций

Запасы геотермальной энергии велики, хотя и не бесконечны. Ее можно считать возобновляемым источником энергии -- во всяком случае, при условии, что в нагнетательную скважину не закачивается слишком много воды за слишком короткое время.

Геотермальная электростанция для работы не требует поставок топлива из внешних источников.

Работа геотермальных электростанций не сопровождается вредными или токсичными выбросами (см., однако, третий недостаток геотермальных электростанций ниже).

Помимо необходимого для первого старта насоса (или насосов) внешнего источника энергии, геотермальным электростанциям для дальнейшей работы внешняя энергия (топливо) не нужна. С началом работы геотермальной электростанции ее насосы можно запитывать электричеством, которое вырабатывается на самой станции.

Эксплуатация геотермальной электростанции не требует дополнительных расходов, кроме расходов на профилактическое техобслуживание или ремонт.

Геотермальные электростанции не портят пейзаж и не требуют значительного землеотвода.

Обычная геотермальная электростанция, расположенная на берегу моря или океана, может применяться и для опреснения воды, которую затем можно использовать для питья или ирригации. Опреснение происходит естественным путем в результате дистилляции -- разогрева воды и охлаждения водяного пара в процессе работы электростанции.

Недостатки геотермальных электростанций:

Найти подходящее место для строительства геотермальной электростанции и получить разрешение местных властей и согласие жителей на ее возведение может быть проблематичным.

Иногда действующая геотермальная электростанция может остановиться в результате естественных изменений в земной коре. Кроме того, причиной ее остановки может стать плохой выбор места или чрезмерная закачка воды в породу через нагнетательную скважину.

Через эксплуатационную скважину могут выделяться горючие или токсичные газы или минералы, содержащиеся в породах земной коры. Избавиться от них достаточно сложно. Правда, в некоторых случаях их можно сифонировать (собрать) и переработать в горючее (нефть-сырец или природный газ, например).

1.3 Энергосистемы

Для более экономичного, рационального и комплексного использования общего потенциала электростанций нашей страны создана Единая энергетическая система (ЕЭС), в которой работают свыше 700 крупных электростанций, имеющих общую мощность свыше 250 млн. кВт (т. е. 84% мощности всех электростанций страны). Управление ЕЭС осуществляется из единого центра, оснащенного электронно-вычислительной техникой. Энергосистема - группа электростанций разных типов и мощностей, объединенная линиями электропередач и управляемая из единого центра. ЕЭС - единый объект управления, электростанции системы работают параллельно. Объективной особенностью продукции электроэнергетики является невозможность ее складирования или накопления, поэтому основной задачей энергосистемы является наиболее рациональное использование продукции отрасли. Электрическая энергия, в отличие от других видов энергии, может быть конвертирована в любой другой вид энергии с наименьшими потерями, причем ее производство, транспортировка и последующая конвертация значительно выгоднее прямого производства необходимого вида энергии из энергоносителя. Отрасли, зачастую не использующие электроэнергию напрямую для своих технологических процессов являются крупнейшими потребителями электроэнергии. ЕЭС России - сложнейший автоматизированный комплекс электрических станций и сетей, объединенный общим режимом работы с единым центром диспетчерского управления (ДУ). Основные сети ЕЭС России напряжением от 330 до 1150 кВ объединяют в параллельную работу 65 региональных энергосистем от западной границы до Байкала. Структура ЕЭС позволяет функционировать и осуществлять управление на трёх уровнях: межрегиональном (ЦДУ в Москве), межобластном (объединенные диспетчерские управления) и областном (Местные ДУ). Такая иерархическая структура в сочетании с противоаварийной интеллектуальной автоматикой и новейшими компьютерными системами позволяет быстро локализовать аварию без значительного ущерба для ЕЭС и зачастую даже для местных потребителей. Центральный диспетчерский пункт ЕЭС в Москве полностью контролирует и управляет работой всех станций, подключенных к нему. Единая Энергосистема распределена по 7 часовым поясам и тем самым позволяет сглаживать пики нагрузки энергосистемы за счет “перекачки” избыточной электроэнергии в другие районы, где ее недостает. Восточные регионы производят электроэнергии гораздо больше, чем потребляют сами. В центре же России наблюдается дефицит электроэнергии, который пока не удается покрыть за счет передачи энергии из Сибири на запад. К удобствам ЕЭС можно также отнести и возможность размещения электростанции вдалеке от потребителя. Транспортировка электроэнергии обходиться во много раз дешевле, чем транспортировка газа, нефти или угля и при этом происходит мгновенно и не требует дополнительных транспортных затрат.



Раздел 2. Расчётная часть

С помощью существующего алгоритма графоаналитического метода оценки потенциала предприятия «квадрат потенциала и приведённые ниже экономические информации» (таблица 1-4), дать оценку потенциала предприятия, работающих в сфере переработки горной породы. Постройте графическое изображение квадрата потенциала.

Таблица 1 - Производство, распределение и сбыт продукции

№	Показатели	Коэф-т чувств. КЧ	Предприятие 1	Предприятие 2	Предприятие 3	Предприятие 4	Предприятие 5
1	Мощность предприятия тыс.т.	1,2	14000	12000	10000	8000	10190
2	Качества продукции, % Fe	1,25	65	65.8	63	67.7	65.5
3	Фондоотдача, грн.	1,1	1,9	2,07	1,83	1,69	2,15
4	Затраты на 1 грн. Товарной продукции	1,1	0,8	0,81	0,94	0,89	0,79
5	Экология производства(штрафы, тыс. грн.)	1,05	1183	890	1789	2560	1509
6	Прибыль, тыс. грн.	1,15	13120	18975	9320	6583	21036
7	Рентабельность производства, %	1,15	5	5,7	4,1	2,7	6,18



Рпр.1 = 1,2*1+3 *1,25+3*1,1+2*1,05+3*1,15+3*1,15 = 19,45

Рпр.2 = 1,2*2+1*1,25+2*1,1+3*1,1+3*1,1+1*1,05+2*1,15+2*1,15 = 14,8

Рпр.3 = 4*1,2+5*1,25+4*1,1+5*1,1+4*1,05+4*1,15+4*1,15 = 33,1

Рпр.4 = 5*1,2+4*1,25+5*1,1+4*1,1+5*1,05+5*1,15+5*1,15 = 38,9

Рпр.5 = 3*1,2+2*1,25+1*1,1+1*1,1+3*1,05+1*1,15+1,15*5 = 13,75

Таблица 2 - Организационная структура и менеджмент

№	Показатели	Коэф-т чувств. КЧ	Предприятие 1	Предприятие 2	Предприятие 3	Предприятие 4	Предприятие 5
1	Деловые качества менеджеров, баллы	1,2	245	256	232	198	248
2	Эффективн. организационной структуры управления, баллы	1,15	20	22	16	14	17
3	Возраст персонала,% до 45 лет	1,15	65	71,2	57,4	45,9	68,8
4	Уровень образования, % с в/обр.	1,05	7	11,2	6,8	4,3	9,9
5	Продуктивность работы, грн.	1,2	39800	48530	38720	36980	48778
6	Среднемесячная оплата работы, грн.	1,25	720	835	710	702	840

Рпр.1 = 3*1,2+2*1,15+3*1,15+3*1,05+3*1,2+3*1,25=19,61

Рпр.2= 1*1,2+1*1,15+4*1,5+4*1,05+4*1,2+4*1,25=9,45

Рпр.3= 4*1,2+5*1,15+5*1,15+5*1,05+5*1,2+5*1,25=26,85

Рпр.4 = 5*1,2+5*1,15+5*1,15+5*1,05+5*1,2+5*1,25=35

Рпр.5 =2,12+4*1,15+2*1,15+2*1,05+1*1,2+1*1,25=12,7



Таблица 3 - Маркетинг

№	Показатели	Коэф-т чувств. КЧ	Предприятие 1	Предприятие 2	Предприятие 3	Предприятие 4	Предприятие 5
1	Объёмы поставок на внешний рынок, тыс.т.	1,2	10903	5860	7890	6080	8646
2	Место в экспорте, тыс.т.	1,15	1350	5680	1305	840	1544
3	Финансирование рекламной деятельности, % до общ. Затр. Предпр.	1,15	0,012	0,11	0,008	0,002	0,132
4	Фирменный стиль (развитые напр., ед.)	1,15	4	6	3	2	5
5	Цена за ед. продукции, грн.	1,1	36,2	34,02	35,4	36,8	34,66
6	Затраты на инновационную деятельность, тыс. грн.	1,25	1750	3680	2950	1354	2328

Рпр.1=1*1,05+5*1,1+1*1,05+5*1,05+4*1,15+1*1,05+1*1,1+4*1,1+1*1,05+1*1,05+2*1,1+1*1,15=18,75

Рпр.2=4*1,05+2*1,11+3*1,05+2*1,05+1*1,15+4*1,05+3*1,1+1*1,1+5*1,05+1*1,1+3*1,15=21,95

Рпр.3=5*1,05+1*1,1+4*1,05+1*1,05+2*1,1+3*1,05+1*1,1+2*1,1+4*1,05+4*1,05+5*1,1+5*1,1+5*1,15=20,9

Рпр.4 = 24,8

Рпр.5=18,6



Таблица 4 - Финансы

№	Показатели	Коэф-т чувств. КЧ	Предприятие 1	Предприятие 2	Предприятие 3	Предприятие 4	Предприятие 5
	Коэффициент ликвидности
1	Коэффициент поточной оценки	1,05	2,99	2,53	2,36	2,67	2,98
2	Коэффициент критической оценки	1,1	2,87	2,38	2,17	2,53	2,86
3	Оборот товарно-материальных запасов	1,05	4,91	4,48	4,36	4,33	4,87
4	Срок погашения дебиторской задолжн.	1,05	1,07	1,63	4	1,19	1,5
	Коэффициент рентабельности
5	Рентабельность продажи, %	1,15	4,5	10,4	10,1	3,7	6,2
6	Рентабельность активов, %	1,05	24,1	20,3	21,1	19,2	23,9
7	Рентабельность собственного капитала, %	1,1	110,68	87,29	67,52	78,72	107,55
	Показатели эффективности
8	Оборотность активов, оборотность	1,1	0,19	0,51	0,47	0,19	0,25
9	Прибыль на 1 рабочего, тыс. грн.	1,05	1,7	1,1	1,2	1,5	1,6
10	Выторг на 1 рабочего, тыс. грн.	1,05	54	32	33	38	52
	Коэффициент зависимости
11	Коэффициент задолж.	1,1	0,04	0,03	0,62	0,31	0,11
12	Коэффициент капитализации	1,15	4,6	4,3	3,2	4,1	4,5

Рпр.1=28,35

Рпр.2=31,2

Рпр.3 =44,4

Рпр.4 =51

Рпр.5=30,6

Таблица 1

Предприятие 1: Вк=100-(19,45-8)*100/8(5-1)=64.21

Предприятие 2: Вк=100-(14,8-8)*100/8(5-1)=78.75

Предприятие 3: Вк=100-(33,1-8)*100/8*4=21,56

Предприятие 4: Вк=100-(38,9-8)*100/32=0,625

Предприятие 5: Вк=100-(13,75-8)*100/32=82,03

Таблица 2

Предприятие 1: Вк=100-(19,61-7)*100/28=54,98

Предприятие 2: Вк=100-(9,45-7)*100/28=91.25

Предприятие 3: Вк=100-(26,85-7)*100/28=29.14

Предприятие 4: Вк=100-(35-7)*100/28=0.04

Предприятие 5: Вк=100-(12,7-7)*100/28=79,65

Таблица 3

Предприятие 1: Вк=100-(18,75-7)*100/28=58,05

Предприятие 2: Вк=100-(21,95-7)*100/28=46,62

Предприятие 3: Вк=100-( 20,5-7)*100/28=50,37

Предприятие 4: Вк=100-(24,8-7)*100/28=36,45

Предприятие 5: Вк=100-(18,6-7)*100/28=58,58

Таблица 4

Предприятие 1: Вк=100-(28,35-13)*100/52=70,52

Предприятие 2: Вк=100-(31,2-13)*100/52=65,05

Предприятие 3: Вк=100-(4,4-13)*100/52=39,71

Предприятие 4: Вк=100-(51-13)*100/52=27,04

Предприятие 5: Вк=100-(30,6-13)*100/52=66,21

График 1. Квадрат потенциала

Раздел 3. Пути повышения эффективности работы электростанций

В настоящее время все большее количество энергетических установок наземных электростанций и надводных кораблей флотов развитых стран оснащены газотурбинными двигателями (ГТД) в качестве основного привода. Газотурбинные двигатели входят в состав как единых газотурбинных энергетических установок (ГТЭУ), так и комбинированных дизель-газотурбинных энергетических установок (ДГТЭУ). Основными преимуществами ГТД являются: высокая экономичность, большие агрегатные мощности при малых массе и габаритах, приспособленность к автоматизации, высокая надежность, простота конструкции и обслуживания, высокая технологичность, возможность агрегатного ремонта. Первой серьезной попыткой создания корабельного газотурбинного двигателя была работа инженер-механика Российского флота П.Д. Кузьминского, который еще в 1892г. предложил и изготовил оригинальный двигатель с камерой сгорания, охлаждаемой водой, и турбиной радиального типа. Эта конструкция, называемая ныне в литературе турбиной Юнгстрема, была предложена на 14 лет раньше, чем это сделали братья Юнгстрем (Швеция, 1906г.). Двигатель П.Д. Кузьминского был двигателем с горением при постоянном давлении. Авиационный двигатель - комплексная система, в которой реализуются наиболее прогрессивные научные и конструктивно-технологические решения, используемые в дальнейшем и в других изделиях энергетического машиностроения. По уровню напряжений и тепловому состоянию деталей, авиационным двигателям практически нет аналогов среди изделий машиностроения. При реконструкции ТЭС и котельных, для покрытия увеличивающегося дефицита электрической и тепловой энергии внедряются ГТУ на базе конвертированных авиационных ГТД. Необходимо совершенствовать старые и создавать новые перспективные методы конвертирования в основном для уменьшения потерь тепла с уходящими газами, а также повышать эффективный КПД установок . Авиационные ГТД могут быть конвертированы в ЭУ в связи с наличием ряда преимуществ:

Малая остаточная стоимость после эксплуатации в составе летательного аппарата;

Небольшие габариты и масса, способствуют размещению ГТД в имеющихся помещениях ТЭС и котельных, позволяют осуществлять ремонт за меньшее время;

Высокая приемистость, т.е. выход на режим в течение 2..3 мин, что позволяет быстро “подхватывать” пиковые режимы;

Возможность дистанционного управления режимами.

Приводной двигатель должен работать на природном газе или дешевом жидком топливе, при этом иметь ресурс в несколько десятков раз превышающий ресурс авиационного ГТД (100000 против 2500…10000). Конструкция конвертированного ГТД должна обеспечивать круглосуточную безостановочную работу без постоянного присутствия обслуживающего персонала при межрегламентных наработках 1000…1500 часов. На базе авиационных ГТД созданы газотурбинные приводы, которые успешно эксплуатируются на газоперекачивающих станциях для привода нагнетателя природного газа, в энергетике - для привода электрогенератора. В таблице 1 приведены параметры некоторых характерных ГТУ, созданных на базе конвертированных авиационных ГТД.

Таблица 1 - Проектные показатели некоторых отечественных энергетических ГТУ мощностью до 40 МВт по данным:

Марка ГТД	Базовый АД	Номинальная мощность, МВт	КПД, %	Расход газов, кг/с	Степень сжатия	Возможная выработка тепла, МВт
ГТЭ-1,5	ТВ7-117С	1,2	25,0	7,67	13,6	3,4
ГТУ-4П	Д-30Ш серии	4,0	24,7	30,4	7,5	11,1
НК-14Э	НК-12МВ	8,6	32,1	40,0	11	14,1
ГТЭ-10/95	Р13-300	10	31	62,4	8,41	24,7
ГТУ-16П	ПС-90А	16,0	37,5	57,0	19,6	21,9
АЛ-31СТ	АЛ-31Ф	20	36,5	61	21,0	26,9
ГТУ-55СТ-20	Р29-300	20,0	31,5	96,5	10,2	35,5
ГТУ-25П	ПС-90А	25,0	39,0	78,4	28,5	38,8

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:

Форсирование параметров цикла;

Усложнение термодинамического цикла;

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:

снижение энергоемкости производства, за счет внедрения новых технологий;

сохранение единой энергосистемы России;

повышение коэффициента используемой мощности электростанций;

полный переход к рыночным отношениям, освобождение цен на энергоносители, полный переход на мировые цены;

скорейшее обновление парка электростанций;

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:

преимущественное строительство средних и больших по мощности ТЭС;

внедрение новых видов топлива и сокращение его расхода на единицу выработки электроэнергии;

развитие дальних высоковольтных электропередач;

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.)