Главная страница -> Технология утилизации

1. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.

Надежность энергетических систем определена как:

· Мощность = способность удовлетворять потребность в электроэнергии в любое заданное время

· Энергия = способность поставить требуемые объемы электричества в течение более продолжительного периода времени (дня, недели, года).

В первую очередь именно потребность в энергии и мощности определяет, нуждается энергосистема в развитии или нет. Для того чтобы оценить будущие потребности в энергии, пиковые нагрузки системы и спрос на энергию составлены прогнозы на кратко- и долгосрочную перспективу. Кроме повышенного спроса, появление новых производственных мощностей может определяться также и другими факторами, например прекращение эксплуатации существующих энергонерирующих мощностей сооружений или рост цен на топливо.

В связи с проблемой глобального развития системы необходимо представить некоторые соображения, касающиеся планирования. Это объясняется наличием следующих вопросов:

· Когда должно производится расширение мощностей?

· Какого типа электростанция(и) может быть построена?

· Какие виды топлива доступны для использования?

· Какова оптимальная мощность энергоблока?

· Где должна быть расположена электростанция(и)?

· При крупномасштабном наращивании мощностей – какое сочетание электростанций являются оптимальным?

Эти проблемы должны получить оценку с учетом конфигурации существующей энергосистемы. Кроме технических, экономических аспектов вопроса и аспектов, связанных с системой в целом, должны также быть учтены различные ограничения, такие как политические решений или вопросы охраны окружающей среды.

До принятия решения относительно расширения энергосистемы необходимо оценить различные имеющиеся варианты развития. При проведении оценки, затраты на развитие мощностей сравниваются с возможной выгодой для системы производства.

При оценке вариантов развития, производится скорее оценка того, какие выгоды это развитие принесет всей системе производства энергии по сравнению с понесенными затратами. Речь не идет о простом исследовании развития отдельного предприятия. Сам по себе, отдельный проект может быть очень хорошим, не имея, однако никакой ценности для единой энергосистемы. Другие выгоды, которые необходимо получить при этом состоят в том, что развитие системы производства увеличивает надежность системы с точки зрения мощности и энергии. Это означает уменьшение угрозы отключения электричества и перехода на нормирование отпуска нагрузки.

Производственные расходы включают постоянную и переменную составляющие, при этом постоянные затраты должны быть понесены независимо от количества произведенной энергии. В основном они представляют собой инвестиции в электростанции, а также определенные расходы на персонал и техническое обслуживание. Строительство новой электростанции приводит к увеличению постоянных затрат на эксплуатацию энергосистемы. Однако, если рассмотреть относительные переменные затраты с учетом влияния, которое развитие оказывает на систему производства в целом, то эти затраты обычно сокращаются, поскольку производство на новой электростанции обычно заменяет энергию, которая, в противном случае, поступила бы с другой электростанции с более высоким уровнем переменных издержек. Новая электростанция также сократит расходы, которые система несет по причине перебоев в подаче электроэнергии. Сокращение переменных производственных затрат в системе обычно называется производственной выгодой, и таким образом при оценке стоимости энергии проводится по статье прибыли.

Условия для обеспечения прибыльности развития определенного вида энергии, v, складываются когда:

DPv +DWv + DNv >DCv , где (1),

DPv : показатель повышенной надежности

DWv : показатель надежности энергии

DNv : выгода от дополнительного производства

DCv : дополнительные постоянные затраты на развитие

В системе с высокой надежностью подачи мощности или другими словами там, где риск дефицита мощности незначителен, показатель дальнейшего повышения уровня надежности мощности незначителен. Поэтому значение DPv будет невысоким, а показатель энергии DWv будет определяющим. Подобная система обычно характеризуется как энерго-ориентированная . В обратной ситуации, о системе говорят, что она ориентирована на мощность .

ЗАТРАТЫ

Относящиеся к данной энергосистеме годовые затраты изменяются в соответствии с размерами потребления (Рис.1). Однако, существуют определенные постоянные затраты которые должны быть понесены независимо от объемов потребления. При ежедневной эксплуатации производственных мощностей производство разделено между различными электростанциями так, чтобы, принимая во внимание возможные ограничения системы, переменные затраты были как можно ниже. О средней суммарной стоимости произведенного кВтч электроэнергии в существующей системе производства говорится, как о средних затратах. В средние затраты включены постоянные и переменные затраты.

Рис. 1. Пример затрат на производство электроэнергии в сравнении с нагрузкой в существующей системе производства

По мере роста спроса в эксплуатацию должны постепенно вводиться станции с более высокими переменными затратами. Затраты на дополнительное производство электроэнергии, то есть предельные затраты, таким образом, увеличиваются, и кривая общих затрат становится все круче и круче.

Для данного спроса, угловой коэффициент для тангенса кривой пропорционален предельным затратам при незначительном изменении спроса. Для того же уровня спроса, угловой коэффициент линии выходящей из начала координат пропорционален средней стоимости произведенной энергии. Средняя стоимость будет самой низкой при таком спросе, когда линия выходящая из начала координат касается кривой, то есть когда средние и предельные затраты равны. Тогда единая система производства электроэнергии используется оптимально.

Этот вид предельных затрат, то есть те затраты, которые связаны с изменениями нагрузки в данной энергосистеме, обычно именуются краткосрочными предельными затратами (КПЗ). Для того, чтобы внести ясность, краткосрочные предельные затраты могут быть выражены как затраты на выработку одного дополнительного КВт электричества в пределах структуры существующей системы производства. Краткосрочные предельные расходы обычно называются предельная стоимость энергии. В литературе может также встречаться более старое название – предельная сетевая цена.

Вышесказанное касается существующей энергосистемы. Для развивающейся системы, ситуация с затратами может быть изображена множеством кривых, каждая из которых представляет стадию развития. Рис. 2 показывает ситуацию планирования, в которой Кривая 1 отражает существующую систему и Кривые 2 - 4 иллюстрируют этапы последовательного развития. Огибающая кривая представляет низший предел для общих затрат, если энергосистема развита оптимальным образом. Тогда ее угловой коэффициент пропорционален значению, которое обычно называется долгосрочные предельные затраты (ДПЗ).

Рис. 2 Пример развития производственной системы.

Долгосрочные предельные затраты, могут быть выражены, как средние затраты на производство новой мощности для определенного запланированного развития. Более корректно это можно определить, как самые низкие, по возможности, затраты на выработку одного дополнительного КВт электричества, когда исходные факторы в системе производства могут быть подвержены произвольным изменениям. Иначе говоря концепция долгосрочных предельных затрат является новаторской. Для того чтобы рассчитать значение долгосрочных предельных затрат, необходимо произвести расчеты аналогичные исследования в области инвестирования.

Долгосрочные и краткосрочные предельные затраты являются одинаковыми при таких уровнях нагрузки, где огибающая кривая касается других кривых. Сразу же слева от точки соприкосновения, краткосрочные затраты понижаются, и наоборот. Поэтому при оптимальном развитии системы производства краткосрочные предельные затраты будет колебаться вокруг размеров долгосрочных предельных затрат.

С другой стороны, поскольку средние затраты ретроспективны, никакой прямой связи между средними затратами и долгосрочными предельными затратами не существует. Был построен график, соответствующий текущей ситуации, то есть отражающий тот факт, что в будущем нам будет нужно использовать более дорогие производственные мощности, чем до сих пор. Таким образом, средние затраты будут ниже долгосрочных предельных затрат.

Оценка запланированного развития имеет своей целью создание как можно более оптимальной системы производства электроэнергии в будущем. Эта система может быть оптимизирована различными способами, в зависимости от того, какие фундаментальные цели должны быть достигнуты, и какие ограничения сформулированы и имеют силу. Ниже представлены три примера:

1. Надежность системы максимально повышена с учетом средств, имеющихся для инвестирования

Эта методика используется главным образом в системе с низким уровнем надежности системы. В этом случае, основная цель состоит в том, чтобы поднять уровень надежности системы. Ограничивающим фактором, таким образом, являются размеры имеющегося для развития системы инвестиционного капитала.

2. Инвестиционные и производственные затраты максимально сокращены в соответствии с установленными условиями надежности системы.

Вторая методика подразумевает, что решение о более низком допустимом уровне надежности системы принято заранее, то есть минимальная степень надежности системы определена. Это может быть достигнуто, например, определением минимально приемлемой резервной мощности. Тогда основываясь на установленных предварительных условиях, инвестиционные и производственные затраты будут максимально снижены.

Минимальные пределы надежности системы, устанавливаются, например, когда в системе производства сотрудничает несколько производителей. В таких случаях, на этом основании устанавливаются единые критерии или нормы. Отдельные компании могут оптимизировать свои программы развития и по таким критериям проверять надежность своих систем.

3. Полная экономическая оптимизация

В третьей методике, все параметры оценки связаны с затратами. Соответствующие сокращенным переменным затратам преимущества развития сравниваются с возросшими постоянными затратами. Тогда оптимизация будет выражаться в сокращении суммарных затрат системы, функционирующей в рамках некоторой структуры критериев. Данная методика используется тогда, когда необходимо оценить отдачу от дополнительного производства на национальном уровне. Критериям для надежности системы можно также давать экономическую оценку, что делает возможным определить оптимальный уровень надежности системы в данной системе.

Методика полной экономической оптимизации – это методика, которая обычно используется для оптимизации энергогенерирующей системы; далее она описана более подробно.

При оценке развития системы методикой полной экономической оптимизации, необходимо, чтобы все параметры в оценке были выражены в виде затрат.

Согласно определению, прибыль уже равна сокращенным переменными затратами на производство. Показатель повышенной надежности системы также может быть выражен как сокращенные затраты, введением понятия потери вследствие дефицита . Определенный уровень надежности для системы производства электроэнергии означает, что имеется соответствующий риск дефицита энергии в систему. Высокий уровень надежности системы соответствует низкому уровню риска дефицита и наоборот. Каждый уровень риска в связи с дефицитом мощности и энергии связан с определенными расходами для общества, так называемыми затратами вследствие дефицита. В случае повышенной надежности системы, уровень риска дефицита понижается и, таким образом, и затраты вследствие дефицита.

Дефицит мощности означает, что спрос на электричество не может быть удовлетворен из-за недостаточного доступа к произведенной энергии или недостаточной пропускной способности средств передачи энергии. Такая ситуация может иметь место, например, при слишком жаркой погоде и/или в связи со значительными авариями на электростанциях или в единой национальной энергосистеме. Следствием этого может стать необходимость немедленного отключения некоторых групп потребителей во избежание краха всей системы. Это может быть сделано, так называемым, веерным отключением, при котором попавшие под эту меру потребители отключаются лишь на ограниченные периоды времени. Однако сначала могут быть предприняты различные меры рыночного характера, чтобы стимулировать клиентов к добровольному снижению объемов потребления на время данного критического периода.

Дефицит энергии выражается в том, что при наличии возможности немедленного удовлетворения спроса на нагрузку, энергии не хватает, чтобы удовлетворить весь спрос в течение более продолжительного периода времени, например дня, недели или месяца. Способность системы справиться с электроснабжением может быть ограничена низкими запасами топлива или низкой эксплуатационной готовностью тепловых электростанций. По сравнению с недопоставками мощности, недопоставки энергии можно предвидеть другим способом и запланировать мероприятия по их нейтрализации. В таких электросетях необходимо провести мероприятия, направленные на снижение спроса и, в худшем случае, перейти на прямое нормирование.

В плане последствий, вызванных дефицитом, затраты по причине недопоставки мощности часто называют затратами вследствие перебоев. Соответствующим термином для дефицита энергии является затраты, вызванные нормированием отпуска, или затраты в связи с недопоставленной энергией.

Термины включенные в оценку такого рода получают следующее выражение в виде затрат:

DVCv +DVWv +DPBv > DECv , где (2)

DVCv : значение повышенной надежности мощности

DVWv : значение повышенной надежности энергии

DPBv : доход от дополнительных объемов продукции

DECv : дополнительные постоянные затраты на развитие

Экономическая оптимизация означает, что суммарные годовые затраты энергогенерирующей системы сведены к минимуму. Это показано ниже на Рисунке 3. Сделаны попытки, чтобы найти точку, в которой сведены к минимуму как постоянные и переменные затраты энергетических компаний, так и затраты клиента в случае недопоставок. Поэтому данная методика может представлять собой своеобразный метод социально-экономической оптимизации.

Рис. 3 Пример полной экономической оптимизации.

Когда энергосистема находится в оптимальных экономических условиях, постоянные затраты на развитие равны сниженным в результате развития затратам. Игнорируя тот факт, что развитие не происходит непрерывно, а скорее поэтапно, система пребывает в оптимальных экономических условиях, при выполнении следующего условия:

D cs + D ws + D vs = Dfc , где (3)

D cs снижение затрат системы вследствие дефицита мощности как результат развития

D ws снижение затрат системы вследствие дефицита энергии как результат развития

D vs снижение в системе переменных затрат на производство как результат развития

Dfc: повышение постоянных годовых затрат как результат развития

При постоянном соотношении между всеми указанными выше видами затрат, наиболее экономичным развитием системы было бы однородное развитие электростанций всех типов. Однако изменения в обществе и внедрение новых технологий подразумевает, что стоимость различных видов энергии меняется относительно друг друга, то есть, начинают использоваться новые источники электроэнергии, изменяются схемы потребления и т.д., а это означает, что члены уравнения непрерывно меняют свои численные величины.

Значения членов уравнения зависят, как от типа рассматриваемой электростанции, так и от конфигурации энергосистемы, посредством которой производится снабжение.

Различные типы источников энергии имеют различные соотношения между постоянными и переменными затратами. Например, прибыль от производства, то есть сокращение переменных производственных затрат в системе, является существенной в случае развития гидроэлектростанции, тогда как она равна нулю в случае развития газотурбинной электростанции, поскольку эксплуатация этого типа энергогенерирующих мощностей сопряжена с высокими переменными затратами. Для этих двух видов производственных мощностей, встречный компенсационный эффект достигается в форме значительного и незначительного увеличения постоянных годовых затрат соответственно.

Когда сравниваются различные варианты развития, очень важно, каким способом рассчитаны постоянные затраты. Например, часто обсуждается стоимость капитала. Высокие капитальные затраты не стимулируют развитие фондоёмких электростанций, так как высокая процентная ставка означает, что капитальные затраты повысятся. Высокая дисконтная ставка означает, что текущие расходы имеют большее значение, чем расходы будущих периодов.

Различные производственные альтернативы вписываются в систему различными способами. Для производства базовой нагрузки, используются электростанции с высокими постоянными и низкими переменными затратами. Высокие постоянные затраты затем могут быть компенсированы большим количеством часов эксплуатации. Для пиковых мощностей, используются электростанции с низкими постоянными затратами, у которых переменные затраты обычно выше. Поскольку сделано всё возможное, чтобы свести к минимуму общие затраты системы, важно найти оптимальный баланс между объемами электроэнергии, вырабатываемой на различных станциях.

Другие факторы также могут иметь значение для окончательного выбора типа электростанции. Например, воздействие электростанций на окружающую среду может существенно повлиять на выбор лучшей альтернативы развития. В ситуации напряженных поставок, такой фактор как продолжительность времени, необходимого для наращивания мощностей, также может иметь решающее значение.

Фактически осуществляемое развитие системы не зависит исключительно от результата внутренней оценки, но значительно чаще подвержено серьезному влиянию со стороны внешних факторов, таких как политические решения.

На Рис. 4, кривая общих затрат имеет относительно большой радиус относительно точки оптимума. Вследствие неопределённости предположений, используемых в вычислениях для проведения оптимизации, например, о предстоящих затратах на топливо или об уровнях спроса, предпочтение обычно отдается показателю мощности который несколько выше оптимального уровня.

Рис. 4. Пример полной экономической оптимизации с учетом неопределённости ситуации

DP и DW (в уравнении 2), отражающие затраты вследствие дефицита прямо связаны с надежностью системы. Следовательно, полная экономическая оптимизация дает также оптимизацию уровней надежности мощности и энергии в производственной системе.

Для того чтобы правильно определить период реализации следующего проекта в развивающейся энергосистеме должны быть определены некоторые критерии, которые описывают оптимальную и/или требуемую безопасность и качество поставок. Такими критериями часто являются:

· Приемлемый риск дефицита мощности

· Приемлемый риск дефицита энергии

· Критерии резерва установленной мощности

Критерий риска дефицита мощности обычно называется критерием ВСН (вероятность сброса нагрузки) и может быть выражен как количество часов в год, когда допустим дефицит мощности. ВСН отражает вероятность того, что любая комбинация сбоев генератора/турбины в любой данный момент является большей, чем резерв установленной мощности системы на момент сбоя. Этот критерий, однако, не определяет размеров дефицита энергии, имевшего место в результате сбоя. Поэтому критерий ВСН следует использовать как отдельный критерий. Его необходимо сочетать с экономическими последствиями возможных аварий, и его оптимальное значение должно устанавливаться для каждой системы, в которой он применяется.

Экономические затраты понесенные из-за дефицита энергии (так называемая, неотпущенная энергия), которые являются следствием дефицита мощности должны быть определены количественно. Затраты по неотпущенной энергии должны не только отразить экономические убытки, которые энергетическое предприятие понесет от сократившихся объемов реализации, но должны также включать затраты для народного хозяйства, поскольку данное предприятие не является частным, а производство товара стоит денег. Принимая во внимание эти расходы, затраты по неотпущенной энергию могут колебаться в пределах 0.25-10 дол. США/кВт в зависимости от структуры промышленного сектора и экономического развития страны.

Наконец, часто используется критерий резерва и/или горячего резерва. Этот критерий определяет горячий или вращающийся резерв и эксплуатационный резервный запас, который должен всегда присутствовать в системе. Обычный его объем – это 10-20% установленной мощности или эквивалент самой крупной станции энергосистемы.

Комбинация этих трех критериев может использоваться во время изучения типов мощностей планируемых к расширению, чтобы выбрать оптимальное время для реализации нового проекта.

После того как определены критерии, должен быть составлен список возможных типов мощностей, планируемых к расширению (кандидатов). Список может включать следующие позиции, но не ограничен ими:

Тепловая энергия: установки комбинированного цикла

Газовые Турбины

Паровые установки на угле

Паровые установки на мазуте

Дизельные установки

ГЭС:

Объединение с соседними энергосистемами.

НПЭ (Независимые производители энергии)

Вероятно, некоторые из этих вариантов могут быть сразу отвергнуты, поскольку могут не соответствовать политике энергетического предприятия или, как очевидно нереальные.

Должна быть определена цель оптимизации. Существует несколько вариантов:

· Основанные на спросе общие затраты предприятия на производство электроэнергии

· Доход энергетического предприятия

· Произведенная энергия

Обычно выбор оказывается простым делом, так как вторая и третья альтернатива подразумевали бы, что спросом клиента можно пренебречь или осуществлять его почасовое регулирование. Тогда проблема, которую необходимо решить, может быть определена следующим образом:

Оптимизация развития энергосистемы с учетом определенных критериев, при которой сведены к минимуму как инвестиционные затраты на развитие, так и переменные затраты на производство электроэнергии.

При выполнении данной оптимизации (сведению к минимуму) доходы от продаж и финансовые затраты не учитываются. Оптимизация будет представлять чистый экономический анализ, в котором с технической и экономической точки зрения сравниваются различные альтернативы развития. После определения самого подходящего с экономической точки зрения проекта, необходимо подвергнуть его отдельному финансовому анализу.

1.3.8.1.1.

Программный пакет GOSP представляет собой программное обеспечение для моделирования энергогенерирующих систем, которое было разработан компанией SWECO для внутреннего пользования. Хотя обычно этот пакет не является коммерческим продуктом, его передали некоторым клиентам SWECO в рамках выполнения задачи по передачи новых технологий.

GOSP был создан для решения задач по оптимизации ГЭС, для разработки планов развития энергетики с минимальными затратами, проведения исследований по объединению энергосистем и для изучения существующих энергосистем. SWECO также осознала необходимость иметь возможность более детального моделирования работы ГЭС и программирования местные условий для энергогенерирующих систем своих клиентов. Поэтому, был разработан GOSP, базовый пакет, в который интегрируются модули, которые могут быть настроены для каждой вырабатывающей электроэнергию системы с учетом ее особенностей.

1.3.8.1.2.

Пакет состоит из нескольких базовых модулей, которые используются в каждом моделировании, а именно:

· Графический интерфейс

· Пиковая нагрузка и спрос энергии

· Создание графиков продолжительной нагрузки

· Определение уровней цен на тепловую энергию (для взаимодействия с ГЭС)

· Моделирование ветроэлектрической станции

· Моделирование ГЭС

· Планирование технического обслуживания

· Моделирование тепловой электростанции

· Совместная работа ГЭС и тепловой электростанции

· Экономические расчеты

· Данные об окружающей среде

· Выходные данные

Модель GOSP представляет собой модель с несколькими реками и водохранилищами, она создана для оптимизации использования гидро/теплоэнергетических систем по производству электроэнергии и взаимодействия этих двух типов энергетических предприятий. Каждая ГЭС представлена вместе с ее основными параметрами и параметрами реки, на которой она расположена. Именно во время оптимизационного процесса модель рассчитывает фактический русловый поток, формирующийся в результате естественного нерегулируемого притока и почасового расхода воды на каждой станции, и анализирует параметры нижнего бьефа, с учетом эксплуатационных ограничений для мин/макс потоков и ограниченных характеристик водохранилища. Пакет высчитывает 'объем воды' для каждого водохранилища и опреджеляет для каждого конкретного временного периода, какой из источников электроэнергии – гидро, импорт или тепловой должен использоваться. Отбор и используемые принципы можно вкратце описать следующим образом:

Эксплуатация энергогенерирующей системы имеет целью добиться самых низких показателей суммарных затрат системы с определенной гарантией снабжения в течение эксплуатационного периода, например, одного года реализации проекта. Поскольку постоянные затраты системы в течение этого периода не могут быть изменены, для оптимизации существующих электростанций необходимо учесть только переменные или эксплуатационные затраты. Постоянные затраты могут быть включены в процесс оптимизации, если необходимо выполнение полного экономического/финансового анализа.

В сугубо теплоэнергетической системе самые низкие суммарные эксплуатационные расходы достигаются, если силовые агрегаты эксплуатируются на основе принципа роста затратности, т.е. с учетом роста их эксплуатационных расходов. В качестве станций базовой нагрузки используются станции с самыми низкими эксплуатационными расходами. По мере увеличения спроса в системе, должны быть введены в эксплуатацию агрегаты с последовательно более высокими эксплуатационными расходами. При пиковой нагрузке системы в эксплуатацию должны быть введены также агрегаты с высокими эксплуатационными расходами. Эксплуатационные расходы самого дорогого агрегата составляют предельные затраты энергосистемы для каждого периода и обычно называются краткосрочные предельные затраты системы. На протяжении года их объем значительно колеблется, завися главным образом от нагрузки системы, а также от эксплуатационной готовности агрегатов, определяемой периодами ежегодно выполняемых работ по ТО, и продолжительности их вынужденного бездействия. Рассмотренный режим работы энергосистемы, вырабатывающей исключительно тепло, часто называется работой в соответствии «с заслугами».

Гидроэлектростанции имеют главным образом постоянные затраты и отсюда низкие реальные или номинальные эксплуатационные расходы. Исключительно русловые гидроэлектростанции производят электроэнергию в соответствии с мгновенным поступлением воды и не могут управляться согласно потребностям энергосистемы. Поэтому их системные эксплуатационные расходы равняются номинальным эксплуатационным расходам. С другой стороны, ГЭС, имеющие водохранилища, могут управляться в соответствии с потребностями энергосистемы посредством изменения объёма водохранилища. Таким образом, сегодня, вода может быть отведена из водохранилища, чтобы производство электроэнергии превысило величину, соответствующую выработке, обеспечиваемой текущим показателем притока воды. Однако водохранилище должно быть снова наполнено водой, при производстве в такой же период в будущем, объема энергии, который будет меньше, чем позволяет приток воды, регистрируемый на тот момент.

Выполняя энергобаланс системы на некоторые временные интервалы в будущем, например, на год, можно рассчитать дополнительные затраты, понесенные по системе, чтобы сэкономить это количество воды, путем использования дополнительного производства энергии на тепловых электростанциях. Дисконтируя эти дополнительные затраты по состоянию на сегодняшний день можно высчитать затраты на первоначальный забор дополнительного количества воды из водохранилища, стоимость воды , выраженную в виде затрат на 1 м3 воды. Потенциальное производство электроэнергии из этого объема воды создает возможность перенести стоимость воды на соответствующие расходы по производству электроэнергии, предельные затраты энергосистемы для ГЭС в этот период. Добавление возможных номинальных эксплуатационных расходов станции дает общие эксплуатационные расходы ГЭС. Таким образом, с этими эксплуатационными расходами можно обращаться так же, как с эксплуатационными расходами тепловых электростанций и можно использовать при планировании управления ГЭС. Следовательно смешанная гидро/тепловая энергосистема функционирует в соответствии с принципами краткосрочных предельных затрат.

Простым примером использования вышеупомянутых принципов является расчет эксплуатационных расходов системы, включающей суточные насосные станции. Перекачивание производится ночью и требует производства дополнительной электроэнергии тепловой электростанцией с эксплуатационными расходами, составляющими 4 цента США/кВт. Общая эффективность процесса перекачивания - 68 %. Тогда цена энергии, используемой насосами для перекачки в режиме производства электроэнергии, составит до 4/0.68 = 5.88 центов/кВт.

Расчет эксплуатационных расходов системы, включающей гидроэлектростанции с большими водохранилищами, которые используются для сезонного или годового регулирования, сложнее, чем для суточных насосных станций, поскольку энергетические балансы необходимо рассчитывать для более продолжительных периодов. Однако после разработки подходящих моделей, вычисления можно легко выполнить на современных компьютерах. Во внимание могут быть приняты даже довольно сложные ограничения по эксплуатации водохранилищ и использованию расходов речной воды. Для каждого гидрологического года модель вычисляет оптимальную совместную работу электростанций, принимая во внимание имеющиеся ограничения для управления, например ограничения связанные с расходами или ограничения, навязываемые характеристиками ЛЭП. Оптимизация выполняется с целью свести до минимума сброс воды, сберечь воду и найти наиболее экономичный способ использовать электростанции в почасовом режиме. Отключение групп потребителей рассматривается как косвенный источник производства электроэнергии и может быть применено, когда эксплуатационные расходы на производство или закупку электроэнергии равняются или превышают затраты, связанные со сбросом нагрузки.

Расчеты выполнены для нескольких гидрологических циклов, зачастую 20-30 циклов за год реализации проекта. Затем результаты по каждому гидрологическому году оцениваются вместе, чтобы придти к наиболее вероятному выводу относительно использования различных источников производства электроэнергии в системе на год реализации проекта. Модель имитирует производство электроэнергии по каждой электростанции, включая закупку или продажу временной энергии из/в смежные системы, а также учитывает те объемы энергии, которые не были отпущены вследствие отключения. Суммарный размер эксплуатационных расходов дается как для тепловых электростанций, так и для мощностей, обеспечивающих закупки энергии.

В результате вычислений, GOSP дает наиболее вероятный общий объем эксплуатационных расходов по системе по каждому изучаемому году. Изменяя некоторые параметры работы, можно с экономической точки зрения сравнить эффект различных стратегий эксплуатации.

Анализируя каждый год в течение запланированного периода реализации проекта, и используя результирующую приведенную стоимость общих затрат системы в течение этого периода можно проанализировать экономический эффект различных альтернатив развития. В приведенную стоимость входят инвестиционные затраты для любой запланированной к расширению мощностей станции-кандидата, так же как и остаточная стоимость по окончании изучаемого периода.

Электроснабжение Ростовской области осуществляется Ростовэнерго, предприятием, которое было создано в 1921 году. В настоящий момент проводится реорганизация Роствоэнерго, предусматривающая выделение всех электростанций в отдельные компании, которые будут продавать электроэнергию Ростовской области или отпускать ее в единую энергосистему для транспортировки (экспорт) в другие регионы России. Поскольку процесс реорганизации еще не завершен и не все вопросы решены, вся информация данного отчета будет касаться настоящей структуры организации.

Роствоэнерго имеет 8 более мелких электросетей, каждая из которых, в свою очередь, включает в себя 4-8 районных предприятия. Ростовэнерго вырабатывает большую часть электроэнергии и получает (закупки) оставшуюся часть от единой энергосистемы. Поэтому дефицит электроэнергии у Ростовэнерго не велик.

В нижеследующей таблице представлены показатели установленной мощности энергоблоков, расположенных в области. Заметим, что указанные цифры являются показателями номинальной мощности электростанций. Они могут значительно отличаться от располагаемой мощности по целому ряду причин логистического, экономического и технического характера. Наиболее распространенными причинами являются наличие топлива, сокращение номинальной мощности по причине старения оборудования, отсутствие запасных частей или выполнение ТО в недостаточных объемах.

В настоящее время Ростовская область может вырабатывать около 1700 МВт энергии, однако, данная цифра может измениться по вышеуказанным причинам. Этот показатель может быть сравнен с общей нагрузкой области, составляющей приблизительно 2000 МВт. Ниже приведена детальная информация по соответствующим энергогенерирующим мощностям.

Наименование станции

Основное топливо

Мощность (МВт)

Новочеркасская государственная районная электростанция

уголь

2245

Ростовская тепловая электростанция 2

газ / мазут

160

Волгодонская ТЭЦ 1

Природный газ

Волгодонская ТЭЦ 2

мазут

420

Несветайская государственная электростанция

уголь / антрацит

105

Каменская тепловая электростанция

Природный газ / антрацит

Цимлянская ГЭС

гидростанция

204

Всего

3174

Следует отметить, что Новочеркасская электростанция находится в федеральной собственности, хотя и расположена в Ростовской области. Выработка данной станции проводится в статистических сводках по графе импорт энергии в Псковскую область, несмотря на то, что подача электроэнергии по межсистемным линиям весьма ограничена и, обычно, оценивается приблизительно в 10-20% от спроса на нагрузку.

В будущем прогнозируется существенный рост энергогенерирующих мощностей, что должно превратить Ростовскую области из дефицитного в плане наличия электроэнергии региона в регион с избытком таковой. В 2001 году будет введен в эксплуатацию один атомный энергоблок мощностью 1000 МВт. Второй аналогичный энергоблок планируется пустить не позднее 2010 г., а мощность традиционных тепловых электростанций возрастет более, чем на 1000 МВт к 2015 году.

Мощность блоков на базе газовых турбин, турбин с противодавлением и гидросиловых установок также будет увеличена, однако, не так существенно. Мощность энергогенерирующих установок вырастет больше чем спрос на нагрузку и Ростовская Область сможет постоянно экспортировать электроэнергию в единую национальную энергосистему по межсистемным ЛЭП.

Наиболее высокими классами напряжения в системе магистральных ЛЭП Ростовской Области являются 500, 300 и 220 кВ. Линии 110 кВ занимают среднее положение в плане деления ЛЭП на магистральные и распределительные. Распределение электроэнергии осуществляется по линиям следующих классов напряжения: 35, 10, 6 и 0,4 кВ.

Межсистемные подключения к сетям других областей выполняются при более высоким классе напряжения: две линии 500 кВ, две линии 330 кВ и 10 линий 220 кВ. Анализ подачи нагрузки позволяет сделать вывод, что критерий надежности Н-1 соблюдается при нормальной эксплуатации и соответствующем управлении выработкой. Рассматривая планируемое наращивание энергогенерирующих мощностей, можно заметить, что энергоснабжение области выглядит даже более надежным, и при нормальной эксплуатации в прогнозируемый период критерий Н-1 не будет накладывать каких либо ограничений.

В настоящее время существующие электростанции эффективно эксплуатируются, по меньшей мере, отчасти. Речь идет не только об энергоснабжении как таковом, но и о возможности поддерживать напряжение на требуемом уровне в условиях высоких импортных поставок электроэнергии. Данная проблема исчезает, когда энергосистема расширяется в соответствии с планом развития на ближайшие годы, новые электростанции являются эффективными и используются для подачи базовой нагрузки во всю систему.

Подключение к смежной украинской энергосистеме требует отдельного замечания. Все магистральные ЛЭП, соединяющие Украинскую энергосистему и энергосистему Ростовской области выведены из эксплуатации и за последнее время транспортировка электроэнергии по ним не осуществлялась. Украинская сторона приступила даже к демонтажу линий, препятствуя, таким образом, возможности из подключения в дальнейшем. Такая ситуация противоречит существующую в мире тенденцию к межсистемному подключению сетей различных стран. Однако, по линиям более низкого напряжения транспортировка энергии для электроснабжения потребителей в/из Ростовской области из/в Украину все же осуществляется., но объемы энергии незначительны и не оказывают существенного влияния на состояние магистральных линий ЛЭП.

Электросеть Ростовской области делится на 8 различных под-сетей. Они выделяются по географическому принципу, а не по классам напряжения. Каждая из них несет обязательства по эксплуатации своей части электросети. Рабочий штат каждой зоныя насчитывает приблизительно 800 человек, выполняющих обслуживание своих ЛЭП и трансформаторов. Ниже они рассматриваются подробнее.

Северная электросеть обеспечивает отпуск энергии в 6 различных районов. В ведении этих сетей находятся ЛЭП общей протяженностью 13247 км и 2237 трансформаторов. На территории расположены линии следующего напряжения:

220 кВ 129 км 35 кВ 930 км

110 кВ 665 км <10 кВ 11523 км

Северо-восточная электросеть обеспечивает отпуск энергии в 9 различных районов. В ведении этих сетей находятся ЛЭП общей протяженностью 13864 км и 2999 трансформаторов. На территории расположены линии следующего напряжения:

220 кВ 278 км 35 кВ 990 км

110 кВ 631 км <10 кВ 11956 км

Юго-восточная электросеть обеспечивает отпуск энергии в 5 различных районов. В ведении этих сетей находятся ЛЭП общей протяженностью 11974 км и 2412 трансформаторов. На территории расположены линии следующего напряжения:

220 кВ 164 км 35 кВ 965 км

110 кВ 441 км <10 кВ 10404 км

Восточная электросеть обеспечивает отпуск энергии промышленным и с/х потребителям в 9 различных районах. В ведении этих сетей находятся ЛЭП общей протяженностью 15746 км и 3113 трансформаторов. На территории расположены линии следующего напряжения:

500 кВ 100 км 35 кВ 1188 км

220 кВ 297 км <10 кВ 13152 км

110 кВ 1009 км

Западная электросеть обеспечивает отпуск энергии промышленным и с/х потребителям в 7 различных районах. В ведении этих сетей находятся ЛЭП общей протяженностью 6441 км и 1093 трансформаторов на 0,4 кВ. На территории расположены линии следующего напряжения:

500 кВ 255 км 35 кВ 479 км

220 кВ 263 км <10 кВ 4740 км

110 кВ 804 км

Южная электросеть обеспечивает электроснабжение 4 различных районов, благодаря наличию 1493 трансформаторов и ЛЭП и кабелей протяженностью 8303 км.

220 кВ 227 км 35 кВ 659 км

110 кВ 428 км <10 кВ 6989 км

Центральная электросеть обеспечивает электроснабжение 4 различных районов, одним из которых является Веселовский, который будет подробнее представлен ниже. Здесь насчитывается 1013 трансформаторов, а протяженность воздушных линий равна 7227 км

330 кВ 166 км 35 кВ 550 км

220 кВ 361 км <10 кВ 5517 км

110 кВ 633 км

Юго-западная электросеть является поставщиком электроэнергии в 4 района Ростовской области. Здесь насчитывается 1538 трансформаторов, понижающих напряжение до 0,4 кВ, а протяженность линий равна 8574 км

220 кВ 178 км 35 кВ 482 км

110 кВ 475 км <10 кВ 7412 км

Суммировав вышеприведенные показатели по под-сетям получаем данные по всей Ростовской области. Общая протяженность ЛЭП – 85440 км, количество понижающий (0,4 кВ) трансформаторов – 15898.

500 кВ 355 км 110 кВ 5086 км

330 кВ 166 км 35 кВ 6243 км

220 кВ 1897 км <10 кВ 71693 км

Объединенное диспетчерское управление (ОДУ) является одним из 7 в России и получает распоряжения непосредственно из Центрального диспетчерского управления в Москве. Оно осуществляет управление транспортировкой электроэнергии высокого напряжения в/из Ростовской области и расположено в Пятигорске, на юге Ростовской области.

Наиболее высоко стоящим в иерархии диспетчерских центров в Ростовской области является Центральная диспетчерская служба (ЦДС), расположенная в Ростове-на-Дону. Она несет обязанности по диспетчеризации электроэнергии в области имеет в своем ведении 9 различных диспетчерских, называемых Операционными диспетчерскими службами (ОДС). Все они расположены в области по географическому принципу разделения электросетей, изложенному выше.

На мнемоническом табло ЦДС отражается положение выключателей в сетях 500, 330, 220, и 110 кВ, с различной индикацией для положений замкнут/разомкнут , а также информация о том, по какой причине (ТО, ремонт, прочее) выключатель не работает. Кроме того в реальном времени выводится информация об активной и реактивной энергии практически по всем линиям, напряжении, активной и реактивной энергии на электростанциях, а также о потоке энергии через трансформаторы. ЦДС, кроме того, разрабатывает ежегодные графики ТО и необходимых при этом переключения. Эти планы передаются в ОДУ.

В ЦДС имеется три рабочих места, два для осуществления технической эксплуатации, одно для коммерческого диспетчера. Последняя должность относительно новая и была введена по причине неплатежей со стороны потребителей. Места для инженеров-диспетчеров расположены рядом перед мнемоническим табло. Как минимум, один из инженеров должен иметь должность старшего инженера.

Надзор и управление в настоящее время полностью автоматизированы, центр располагает системой, работающей в реальном времени, информация обновляется каждые 10 секунд. К данной системе имеют доступ не только сотрудники ЦДС, но и подразделения Ростовэнерго в Ростове-на-Дону. Аналогичная система расположена также во всех ОДС области, что дает возможность иметь полное представление о состоянии энергосистемы.

Система дистанционного управления не установлена, и управление коммутационными операциями осуществляется по телефону (связь с подстанциями), а непосредственное переключение выполняется вручную. Исключением является одна из ОДС, осуществляющая дистанционное управление 60-70% своих подстанций.

Каждая из ОДС имеет в своем ведении ряд диспетчерских центров, территориально соответствующих районам. Они называются Операционными диспетчерскими группами районных электросетей (ОДГ). Они обычно управляют процессом электроснабжения конечных потребителей по линиям 0,4 кВ.

ЦДС управляет своей собственной электросетью, т.е. если должна быть отключена линия 110 кВ, то ОДУ должно было быть проинформировано, но не в праве запрещать данного шага. Такая методика выполнения коммутационных операций и управления свойственна всей иерархии диспетчерских центров, таким образом, упрощаются процедуры административного управления, ТО и устранения неисправностей.

При нормальной эксплуатации уровень напряжения поддерживается постоянным при перепадах +5%. При превышении данного показателя в диспетчерском срабатывает сигнализация. В зависимости от серьезности неполадок могут подаваться как звуковые так и визуальные сигналы.

В настоящее время спрос на электроэнергию в Ростовской области превышает 2000 МВт. Ростовэнерго выполнило прогноз изменения нагрузки на долгосрочную перспективу вплоть до 2015 г. включительно. Данный прогноз включает показатель ожидаемого максимального спроса в МВт и суммарное годовое потребление в ТВтч. Прогнозируемые показатели отражены в нижеследующей таблице, включающей также данные замеров по 1998 и 1999 гг.

Год

Пиковая нагрузка

(MВт)

Прирост

(%)

Спрос на электроэн.

(TВтч)

Прирост

(%)

Коэффициент нагрузки

(э.б.)

1998

2248

12,94

0,66

1999

2179

-3,07

13,23

2,24

0,69

2000

2305

5,78

13,65

3,17

0,68

2001

2415

4,77

14,3

4,76

0,68

2002

2485

2,90

14,9

4,20

0,68

2003

2570

3,42

15,4

3,36

0,68

2004

2710

5,45

15,97

3,70

0,67

2005

2885

6,46

16,9

5,82

0,67

2006

2970

2,95

17,51

3,61

0,67

2007

3057

2,93

18,15

3,66

0,68

2008

3147

2,94

18,81

3,64

0,68

2009

3240

2,96

19,49

3,62

0,69

2010

3335

2,93

20,2

3,64

0,69

2011

3424

2,67

20,7

2,48

0,69

2012

3514

2,63

21,2

2,42

0,69

2013

3607

2,65

21,72

2,45

0,69

2014

3702

2,63

22,25

2,44

0,69

2015

3800

2,65

22,8

2,47

0,68

Для сравнения заметим, что абсолютный максимум нагрузки в Ростовской области был зарегистрирован в 1991 г. и составлял 3380 МВт. В последующие годы нагрузка стала падать, но стабилизировалась в настоящий момент. В будущем ожидается некоторый ее прирост. Имевшийся ранее показатель пиковой нагрузки будет достигнут 2011 г., а ее прирост является умеренным (несколько % ежегодно).

Существует почти линейная зависимость между прогнозируемыми величинами пиковой нагрузки и объемами потребления. Это означает, что рассчитанный коэффициент нагрузки, в соответствии с прогнозами, останется стабильным в течение рассматриваемого периода. Это положение ясно видно из вышеприведенной таблицы. Данные, представленные ниже, иллюстрируют, в каком отношении находятся максимаьный спрос, пиковая нагрузка (МВт) и потребление (ТВтч) в области на протяжении изучаемого периода.

Суточный и годовой характер изменения показателей будет также представлен ниже в разделе, посвященном Веселовскому району.

Спрос на нагрузку в Ростовской (Ростовэнерго) области за последние годы оценивался следующим образом:

1998 12,940 ГВтч

1999 13,230 ГВтч.

Легко увидеть, что тенденция к спаду, имевшая место с начала 1990 г., более не наблюдается, и показатель спроса на нагрузку начинает расти.

Около 70% спроса покрывается за счет импорта электричества от различных станций и Энерго, например:

Донбассэнерго

Волгоградэнерго

Краснодарэнерго

Калмэнерго

Воронежэнерго

Оставшаяся часть энергии вырабатывается на местных тепловых и гидроэлектростанциях, принадлежащих Ростовэнерго. Термин импорт употребляется здесь в том смысле, что энергогенерирующие мощности могут располагаться в пределах Ростовской области, но могут принадлежать другой компании. В недавнем прошлом Правительство решило, что все тепловые станции России должны быть переданы в управление отдельной энергогенерирующей компании для того, чтобы обеспечить эксплуатацию электростанций под единым началом, при этом должны быть изучены проблемы электросетей.

В такой ситуации Ростовэнерго окажется в еще большей зависимости от импортных поставок, чем сейчас. Теоретически, в будущем наличие энергии для импортных поставок будет очень большим, но фактически ее наличие будет зависеть от наличия топлива и должного обслуживания энергоблоков тепловых станций. С другой стороны, наличие энергии для импорта, вероятно, зависит от того, по какой цене электрогенерирующие компании продаю энергию предприятиям Энерго.

Вывоз мусора обычно и утилизация отходов

Генеральному директору. Размышления об энергосбережении. Предисловие главного редактора или к вопросу об энергоаудите. Применяйте экономайзеры питательной воды для утилизации отходящего тепла. Стоит ли нам радоваться потеплению климата.

Главная страница -> Технология утилизации

Экологически чистая мебель:

Сайт об утилизации отходов: