|
|
Главная страница -> Технология утилизации
Оценка экономических последствий перехода абонентов ао. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов.Основными составляющими топливно-энергетического комплекса Крыма являются топливная промышленность и электроэнергетика. Топливная промышленность представлена в Крыму в основном разработками природного газа и нефти. Дальнейшее развитие топливной промышленности Крыма, как было сказано выше, возможно только на шельфе Черного и Азовского морей и связано с большими капиталовложениями. Основным направлением энергосбережения при освоении новых месторождений и эксплуатации существующих скважин должно стать проведение мероприятий по увеличению степени извлечения нефти и газа, которая сейчас планируется на уровне 5...15%, в то время как зарубежные компании добывают до 50% и более от выявленных запасов. При этом, в условиях острого дефицита энергоресурсов, отбор только легкоизвлекаемых фракций не решает эту проблему и ведет к разрушению в дальнейшем эксплуатируемых месторождений. Таким образом, в целом проблема использования газа и нефти Черноморского шельфа сводится к освоению и совершенствованию способов добычи трудноизвлекаемых фракций и привлечению для этого специалистов. В то же время, при работе оборудования на газоперекачивающих станциях, безвозвратно теряется большое количество тепловой энергии вместе с воздушными выбросами, температура которых может достигать 250...300 С. Часть этой теплоты (до 50%) может быть утилизирована на месте и использована для сушки и переработки сельхозпродукции или в системах теплоснабжения для отопления зданий. В сложившейся ситуации большую помощь в решении топливно-энергетических проблем Крыма может оказать перевод части предприятий на новый вид топлива - высококонцентрированные водоугольные суспензии (ВВУС). ВВУС уже применяются ведущими фирмами ФРГ, Италии. Технология применения ВВУС и сжигания ее непосредственно на форсунках тепловых агрегатов уже разработана. Содержание угольной массы в ВВУС может находиться в пределах 60...70%. Имеющийся опыт применения ВВУС в качестве топлива отечественными и зарубежными фирмами позволяет реально осуществить применение его в промышленных предприятиях Крыма. Возможно дальнейшее развитие технологии с целью применения мазутоугольных и газоугольных суспензий как на тепловых агрегатах предприятий, так и на бытовых установках. Однако для практической реализации данных разработок необходимо еще проведение дополнительных исследований и испытаний с целью отработки технологических параметров для конкретных установок. Использование данной технологии на предприятиях Крыма может на 35...40% сократить сжигание жидкого топлива. Анализ расходования ТЭР показывает, что значительные потери дорогостоящего жидкого топлива и нефтепродуктов происходят в резервуарах нефтебаз при сливно-наливных операциях из железнодорожных цистерн вследствие потерь от испарения легких фракций. Установлено, что в условиях жаркого климата Крыма эти потери могут составлять 1,2...1,5%, что конечно, при нынешних условиях, совершенно недопустимо. Кроме того, эти потери помимо экономического ущерба, загрязняют воздушный бассейн вблизи нефтебаз, эстакад, портов. Имеющиеся технические средства и применяемые на нефтебазах дыхательные клапаны на резервуарах и плавающие крыши - потоны весьма сложны в эксплуатации, не надежны и при идеальных условиях могут снизить эти потери только на 20...30%. В этом направлении эффективным средством, снижающим данные потери на 80...90%, являются неравновесные вязкоупругие системы (НВУС) на полимерной основе. Составы НВУС композиционно просты, технологичны, могут сравнительно быстро приготовляться на месте и закачиваться в резервуар. Они образуют на всей поверхности нефтепродукта тонкий плавающий эластичный, термостойкий, пожаробезопасный, антикоррозийный слой, который очень герметичен и не дает легким фракциям нефтепродуктов испаряться. Разработанный в ВНИИ нефти (г.Москва) композиционный состав НВУС был совместно испытан на одном из резервуаров РВС-100 в Средней Азии и показал очень хорошие результаты. Применение его в Крыму дало бы снижение на 80...90% потерь нефтепродуктов от испарения и повысило бы экологическую чистоту воздушного бассейна. Электроэнергетику Автономной Республики Крым представляет Крымская энергосистема, которая входит в состав объединенной энергосистемы Украины. Крымская энергосистема осуществляет централизованное энергоснабжение потребителей на территории Крыма и теплоснабжение части городов Симферополя, Севастополя, Керчи, Саки. Энергопотребление Крымской энергосистемы составило в 1993 г. - 9 млрд кВт ч, абсолютный максимум нагрузки - 1434 МВт. В настоящее время, в связи со спадом производства, уровень и структура потребления изменились, однако характер нагрузки в течении суток и года сохранился. В структуре полезного электропотребления Крыма преобладает доля коммунально-бытовых и сельскохозяйственных потребителей (около 60%). Ведущие отрасли промышленности потребляют около 20%, социальная сфера - до 15%. Значительный удельный вес сезонной нагрузки (оросительные системы, курортные комплексы) определяют в Крыму наличие двух максимумов по мощности в течение года: летний (июль-август) и зимний (январь-февраль). Главными производителями электроэнергии в Крыму и потребителями ТЭР являются тепловые электростанции, расположенные в Симферополе, Севастополе, Саках и Керчи, с установленной мощностью - 374,5 МВт. За счет собственных источников покрывается только 10..12% потребности Крымского региона в электроэнергии и 15..18% в мощности. Остальная часть поступает в Крым по межсистемным линиям электропередачи - напряжением 220..330 кВт от электростанций, расположенных за пределами Крыма, пропускная способность которых ограничена мощностью 1280 МВт. Кроме того, полная зависимость электроснабжения Крыма от работоспособности межсистемных связей приводит к тому, что отключение любой из линий электропередач, связующих Крымскую энергосистему с объединенной энергосистемой Украины (ОЭС), сопровождается массовым отключением токоприемников от системы противоаварийной автоматикой и разгрузкой на величину 30..35% от общей мощности. Положение усугубляется тем, что межсистемные линии электропередачи подвержены обледенению, загрязнению изоляции при солевых и пыльных бурях в коридоре Сивашского перешейка. Несмотря на снижение уровня электропотребления, связанное с общим спадом производства, целый ряд факторов свидетельствует о предстоящем дальнейшем росте потребляемой мощности в Крыму в ближайшие годы в связи с увеличением численности населения республики за счет возвращения на родину депортированных народов, увеличения использования электроэнергии для курортных нужд и сельского хозяйства. Ожидаемый максимум нагрузки в 2010 году может составить 1800 МВт. При этом анализ темпа роста нагрузок показывает, что для покрытия ожидаемых нагрузок требуются неотложные меры по сокращению дисбаланса мощности и обеспечению устойчивой работы крымской энергосистемы как на ближайший период, так и на дальнюю перспективу. Такими мерами, предусмотренными Энергетической программой Крыма, утвержденной ПЭО Крымэнерго , являются: техническое перевооружение и реконструкция действующих ТЭЦ с наращиванием их мощности на базе высокоэффективных парогазовых установок и экологически чистого пылеугольного оборудования; увеличение пропускной способности системообразующей сети 330..750 кВт межсистемного обеспечения юга Украины - Крым; сооружение новых генерирующих источников мощности; высвобождение органического топлива путем широкого внедрения нетрадиционных возобновляемых источников энергии (ветроэлектростанций, теплонасосных установок, модульных геотермальных электро- и теплоустановок, солнечных установок и т.д.); стимулирование энергосбережения в промышленности, сельском хозяйстве, в быту законодательными и экономическими рычагами. Надежное и бесперебойное энергоснабжение Крыма не может быть обеспечено только путем наращивания передачи мощности из соседних энергосистем в Крым по линиям электропередач, так как все межсистемные связи проходят в одном коридоре в сложных климатических условиях и их работоспособность существенно зависит от стихийных воздействий, что приводит к серьезным нарушениям электроснабжения ответственных потребителей и значительному ущербу для экономики Крыма. Поэтому Программой предусматривается реконструкция и техническое перевооружение действующих ТЭЦ и строительство на площадке бывшей Крымской АЭС тепловой электростанции с парогазовыми установками общей мощностью около 700 МВт с возможностью ввода 1 очереди станции мощностью 54 МВт. Главной проблемой реализации этого предложения является поставка газа в объеме 3 млрд. куб. м. в год и строительство высоковольтных линий электропередач. По своему потенциалу одна геоциркуляционная система эквивалентна нефтяной скважине с производительностью 3,5 ... 4,0 т нефти в сутки. В начале 80 годов в Сакском и на юге Первомайского районов, в результате поисковых работ, на глубине 1100 ... 1200 м были вскрыты водоносные горизонты с температурой 50...60 град.С . Аналогичные результаты были получены в пределах Симферопольского и Красногвардейского районов, где были вскрыты водоносные слои с температурой 80 град. С . Их использование позволило обеспечить теплом села - Сизовку, Ильинку, Трудовое. Перспективными в отношении использования геотермальных вод являются северная, восточная, и западная части Крыма, где на глубине до 4000 м залегают термальные воды с температурой до 200 град. С , на основе которых в перспективе можно создать сеть станций геотермального теплоснабжения в сельской местности. Геотермальные источники могут давать тепло на отопление и горячее водоснабжение жилых и производственных зданий в течение всего года, что позволит сэкономить в большом количестве органическое топливо на отопительных котельных и улучшить экологическую обстановку в населенных пунктах Крыма. В то же время, геотермальные воды в Крыму сильно минерализованы, что требует дополнительных научно-технических проработок по антикоррозионной защите оборудования. Кроме того, существуют проблемы закачки отработанной горячей воды через дополнительные скважины в прежние горизонты. Все это требует дополнительных капитальных затрат и высокого уровня специалистов по эксплуатации. Энергетической программой Крыма определены следующие основные направления по сбережению ТЭР: анализ работающих систем и схем энергопотребления и выявление мест нерационального использования энергии (проведение энергетического аудита предприятий и хозяйств Крыма), устранение выявленных недостатков (завышение мощности электродвигателей, трансформаторов, недостаточная теплоизоляция помещений, неправильный график работы оборудования и др.); оптимальное ведение технологических режимов производства со снижением электропотребления в часы максимума и более высокой загрузкой в ночное время; широкое внедрение установок по использованию нетрадиционных источников энергии; вывод или закрытие в Крыму вредных производств с завышенной энергоемкостью и экологической опасностью; использование экономичных осветительных устройств; ужесточение энергонадзором контроля за экономичным и рациональным расходованием электрической и тепловой энергии. В результате внедрения этих мероприятий Программой предусматривается сэкономить до 100..150 тыс. т. органического топлива и существенно снизить вредные выбросы в окружающую среду. В то же время, для внедрения Энергетической программы Крыма требуются большие капитальные вложения (свыше 13 трлн крб ежегодно в ценах 1994 г.), в том числе на энергосберегающие мероприятия до 2010 г. около 580 млрд. крб. Очевидно, что финансирование данной Программы возможно только с привлечением зарубежных инвестиций. Поэтому целесообразно принятие специального постановления Кабинета Министров Украины, разрешающего вклад частного капитала, акционерных средств организаций и льготного кредита для строительства объектов энергетики. Таким образом, энергетическая стратегия отрасли должна развиваться по принципу наименьших затрат на ТЭР. Основные усилия должны быть сосредоточены на ключевых аспектах энергетической политики в настоящий период: энергоэффективности использования электроэнергии, повышении доли использования возобновляемых нетрадиционных источников энергии, снижению потерь при энергоснабжении предприятий, установлении справедливого налогообложения предприятий, внедряющих энергосберегающие мероприятия. Устойчивое энергетическое развитие для Крыма позволит обеспечить устойчивое экономическое развитие всех отраслей народного хозяйства и в конечном итоге, обеспечить социальную, экономическую и политическую стабильность в регионе.
А. Б. Лоскутов, Е. И. Татаров Нижегородский региональный центр энергосбережения Тарифы на электроэнергию, дифференцированные по зонам суток, – это стремление установить систему оплаты, отражающую реальную стоимость потребляемой электроэнергии. Одним из основных законов, определяющих режимы работы электроэнергетических систем, является закон сохранения баланса мгновенных активных вырабатываемых и потребляемых мощностей, т. е. в любой момент времени электрические станции должны выработать ровно столько электрической энергии, сколько в данный момент необходимо передать подключенным к сетям электроприемникам, и обеспечить потери электроэнергии в элементах схемы. При этом ведущим является подпроцесс потребления электроэнергии, под который корректируют подпроцесс ее производства. Известно, что в генерации электроэнергии принимают участие электрические станции разных типов, стоимость производства электроэнергии на которых может отличаться достаточно сильно. Разрабатывая диспетчерский график несения нагрузки, стараются в первую очередь загружать электрические станции с наиболее дешевой электроэнергией (рис. 1). Рис. 1 Рассматривая вопрос о тарифной системе оплаты потребляемой электроэнергии, определяют цену энергии на каждом интервале времени с учетом состава электростанций, их нагрузки и стоимости поставленной электроэнергии. Для удобства экономических расчетов число таких зон должно быть ограниченным. В настоящее время выделяют три характерные зоны с различной стоимостью оплаты электроэнергии в них (рис. 2): пиковая (пик), полупиковая (пп), ночная (н). Рис. 2 Границы зон дифференцирования тарифов определяются постановлением ФЭК от 27 ноября 2001 г. № 69/9 «О часах контроля (включая отчетный час) за рабочей мощностью, сальдо-перетоком мощности и интервалах тарифных зон суток по месяцам 2002 года». Переход на оплату электропотребления по ставкам тарифа, дифференцированного по времени суток будет признан эффективным, с точки зрения абонента, если суммарная оплата потребляемой электроэнергии будет снижаться в результате этого перехода. На экономические результаты использования зонных тарифов оказывают влияние следующие факторы: 1) принятая концепция перехода на дифференцированные зонные тарифы, 2) режим электропотребления абонента, 3) соотношение тарифных ставок в различных зонах электропотребления. До недавнего времени можно было выделять две основные концепции перехода: 1. Массовый перевод потребителей на зонные тарифы, при котором устанавливается соотношение тарифных ставок, отвечающее действительному соотношению стоимостей производства электроэнергии в различные часы суток. В случае реализации такой концепции неизбежен рост тарифов для населения и обслуживающей сферы, режим электропотребления которых характеризуется высокой неравномерностью. 2. Перевод отдельных потребителей, удовлетворяющих требованиям энергосистемы по оснащенности средствами автоматизированного учета и контроля электропотребления (АСКУЭ). С целью сохранения тарифов остальных категорий абонентов перевод может быть проведен по условию сохранения прежнего уровня оплаты электроэнергии абонента на момент перехода. В этом случае положительный эффект может быть достигнут за счет проведения организационных и технических мероприятий, направленных на перенос электропотребления из пиковой и полупиковой зон в зоны с меньшими тарифными ставками. В настоящее время разговоры о концепции перехода на зонные тарифы следует, вероятно, считать преждевременными, поскольку принятая методика ценообразования «Методические указания по расчету регулируемых тарифов и цен на электрическую (тепловую) энергию на розничном (потребительском) рынке», утвержденная постановлением ФЭК России от 31.07.2002 г. № 49-э/8, пока не дополнена нормативным документом, определяющим правила ее применения. Для оценки влияния двух других факторов на эффективность перехода на зонные тарифы был проведен численный эксперимент на виртуальных абонентах, графики электропотребления которых показаны на рис. 3. При этом оплата электроэнергии на полупиковом интервале производилась по тарифу, совпадающему со сложившимся средним тарифом на 1 кВт·ч. Пример расчета положительной эффективности перехода на оплату по зонному тарифу для абонента с непрерывным режимом работы приведен в табл. 1. Эффективность перехода по шести возможным вариантам показана в табл. 2. Анализ полученных результатов табл. 1 и 2 показывает, что при соотношении тарифных ставок Тпик / Тночь = 1,76/0,39 » 4,51 переход на зонные тарифы может быть эффективен только для предприятий с высокой степенью равномерности графика нагрузки (трехсменный график работы). При соотношении тарифных ставок Тпик / Тночь = 1,72/0,80 » 2,15, действующем в настоящее время на ФОРЭМ, переход на зонный дифференцированный тариф не может быть выгоден предприятиям с любым графиком нагрузки. При этом увеличение оплаты может превышать 20 % для двухсменных и 25 % для односменных абонентов. Рис. 3. Суточные графики электропотребления абонента-двухставочника при различном числе рабочих смен Аналогичные расчеты, проводившиеся специалистами Нижегородского регионального инновационного центра энергосбережения для ряда реальных предприятий, подтверждают приведенные результаты расчетов для виртуальных моделей абонентов. Итак, можно сделать следующие выводы. Принятие решения о переводе предприятия на оплату потребляемой электроэнергии по дифференцированным по зонам суток тарифам в настоящее время требует: 1) четкой обоснованности соотношения тарифных ставок пик/ночь при использовании новой методики ценообразования, 2) реалистичного подхода со стороны РЭК к формированию соотношения тарифных ставок зонных тарифов, 3) изучения реальных режимов электропотребления переводимого потребителя и оценки его возможностей по изменению режимов работы отдельных электроприемников. Результаты оценки последствий перехода на дифференцированный по зонам суток тариф предприятия-двухставочника с непрерывным режимом работы Электропотребление по зонам суток, кВт ч Затраты при использовании тарифной системы: Пик Полупик Ночь 2-ставочн. Соотношение ставок 1,72/1,00/0,80 1,76/1,00/0,39 Январь 930 000 1 550 000 1 240 000 1 959 800 2 196 750 1 946 820 Февраль 840 000 1 400 000 1 120 000 1 837 400 1 984 161 1 758 418 Март 930 000 1 550 000 1 240 000 1 959 800 2 196 750 1 946 820 Апрель 750 000 1 650 000 1 200 000 1 919 000 2 068 603 1 823 553 Май 620 000 1 860 000 1 240 000 1 959 800 2 078 362 1 821 856 Июнь 600 000 1 800 000 1 200 000 1 919 000 2 011 318 1 763 086 Июль 620 000 1 860 000 1 240 000 1 959 800 2 078 362 1 821 856 Август 620 000 1 860 000 1 240 000 1 959 800 2 078 362 1 821 856 Сентябрь 600 000 1 800 000 1 200 000 1 919 000 2 011 318 1 763 086 Октябрь 930 000 1 550 000 1 240 000 1 959 800 2 196 750 1 946 820 Ноябрь 900 000 1 500 000 1 200 000 1 919 000 2 125 887 1 884 020 Декабрь 930 000 1 550 000 1 240 000 1 959 800 2 196 750 1 946 820 За год 9 270 000 19 930 000 14 600 000 23 232 000 25 223 375 22 245 011 Экономические последствия перевода потребителей на зонный тариф (расчетный год) Число смен Годовая плата за электроэнергию, руб. Изменение оплаты Исходный тариф Соотношение зонных ставок руб. руб. % % 1,72/1,00/0,80 1,76/1,00/0,39 Двухставочный абонент 3 23232000 25223375 22245011 -1 991 375 986 989 -8,5 4,2 2 18466560 22532378 22613823 -4 065 818 -4 147 263 -22,0 -22,4 1 13701120 17315074 17313433 -3 613 954 -3 612 313 -26,3 -26,3 Одноставочный абонент 3 5080800 5516310 4864947 -435 510 215 853 -8,5 4,2 2 3438008 4202077 4224258 -764 069 -786 250 -22,2 -22,8 1 1795216 2278165 2284729 -482 949 -489 513 -26,9 -27,2 Вывоз мусора, отходов от Юнион-Информ Газовые конденсатные котлы. Регулирование тепла. Опыт внедрения энергосберегающих мероприятий в дзержинском филиале нижегородского государственного технического университета. Следует ли правительству сдерживать тарифы на электроэнергию. Минтопэнерго снизит энергозависи. Главная страница -> Технология утилизации Экологически чистая мебель: |
