WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |

-=

(8)

(9)

=(1 - gks - )

(10)

(11)

(12)

(13)

Здесь выражение (8) определяет эффект или величину электросбережения, являющийся разностью значения нагрузки потребителя до проведения мероприятия по электросбережению и после –.

Поскольку часть электроприемников потребителя может не использоваться или находиться в ремонте, в соответствии с предложением о «покрытии» нагрузки с помощью мероприятий по электросбережению, выражение (8) можно записать в виде (9), где является суммарной мощностью эффекта в области электросбережения k-го потребителя электроэнергии, участвующая в покрытии зоны продолжительностью часов графика нагрузки S-ых расчетных суток. Параметр определяет максимальную долю мощности задействованных в работе электроприемников в их суммарной установленной мощности и определяется согласно зависимости (10).

В выражении (10) величины gks и – коэффициенты соответственно аварийного простоя и плановых текущих и капитальных ремонтов k-го потребителя для S-ых расчетных суток.

Смысл выражения (9) заключается в том, что суммарная мощность электросбережения k-го потребителя электроэнергии после проведения электросберегающих мероприятий не может превышать суммарную установленную мощность используемого им технологического оборудования с учетом ремонтного, аварийного и технологического простоев.

Капиталовложения и издержки на эксплуатацию, необходимые для проведения мероприятий по электросбережению, определяются согласно уравнениям (11), (12) и (13), смысл которых заключается в следующем.

Допустим, что до проведения мероприятий по электросбережению технологический процесс k-го потребителя электроэнергии характеризовался текущими затратами. После проведения электросберегающих мероприятий, требующих на свое внедрение некоторых капитальных затрат Kk, технологический процесс будет характеризоваться текущими затратами.

Удельные капиталовложения, позволяющие реализовать электросбережение, в этом случае будут определяться согласно (11) и равняться отношению капитальных затрат Kk и эффекта в области электросбережения.

В свою очередь ежегодные издержки, которыми сопровождается процесс эксплуатации оборудования или текущие затраты (денежные и материальные) характеризуются зависимостью (12). Если после проведения электросбережения текущие затраты потребителя электроэнергии снижаются, то величина может быть отрицательной. С учетом этого удельные эксплуатационные издержки, позволяющие обеспечить электросбережение можно записать в виде (13).

Зависимость издержек от режима работы потребителя не учитывается, поэтому переменные издержки включены в состав ежегодных.

При описании в модели электроэнергетической системы потребителя-регулятора следует учесть ряд следующих моментов:

- как перевод в режим регулирования обычных потребителей электроэнергии, так и создание новых ПР требуют капиталовложений;

- составляющая затрат на электроэнергию, используемую в режиме потребления, может быть учтена на электростанциях, обеспечивающих в результате оптимизации режим ЭЭС, а не в текущих затратах потребителя;

- при сдвиге мощности ПР из пиковой зоны графика нагрузки в зону провала высвобождается часть генерирующих мощностей электростанций, этот режим может быть представлен как «генерация» ПР;

- соответственно работа ПР в зоне провала будет рассматриваться как режим «потребления».

С учетом этого в математической модели ПР определение использования мощности основано на разделении режимов «генерации» и «потребления». В каждые расчетные сутки в режиме «генерации» ПР могут участвовать в покрытии верхних зон графика с общим числом часов использования, не превышающих заданную величину. Мощность ПР в режиме «потребления» оптимизируется для периодов провала графика. Специальные уравнения учитывают заданные соотношения между режимами заряда и генерации (по энергии и мощности):

(14)

(15)

=(1 - gks - )

(16)

(17)

(18)

Неравенства (14) и (15) определяют долевое участие электрической мощности k-го ПР в «генерирующем» и «потребляющем» режимах соответственно. Здесь – суммарная мощность электроприемников ПР; – мощность «генерирующего» режима работы, продолжительностью часов в S-ые сутки; – мощность «потребляющего» режима в час t S-ых суток. – коэффициент готовности мощности потребителя (доля мощности задействованных в работе электроприемников в их суммарной установленной мощности), определяемый согласно (16). В выражении (15) – коэффициент соотношения мощностей «генерирующего» и «потребляющего» режимов.

Уравнение (14) является ограничением использования мощности потребителя-регулятора в режиме «генерации» и определяет, что она физически не может превышать суммарную мощность всех электроприемников с учетом коэффициента готовности. В свою очередь зависимость (15) показывает, что мощность «потребляющего» режима также не может превышать суммарную мощность всех электроприемников с учетом коэффициента готовности.

Выражения (14) и (15) для потребителей-регуляторов дополнены соотношением связи по энергии «генерирующего» и «потребляющего» режимов (17) и ограничением среднесуточного числа часов использования (18).

Смысл неравенства (17) заключается в том, что физически энергия «генерирующего» режима не может превышать энергию «потребляющего» режима. Здесь – длительность одного интервала; – коэффициент полезного действия (КПД), определяющий энергетические потери на стадиях преобразований и промежуточного накопления электроэнергии.

Ограничение на потребляемую энергию (18) для продуктовых ПР определяется объемами производства продукции, продолжительностью рабочей смены, для прочих ПР – емкостью аккумуляторов и накопителей.

В целях определения возможностей применения для решения задач комплексной оптимизации ЭЭС и потребителей электроэнергии математической модели «СОЮЗ» с использованием блоков, моделирующих мероприятия по электросбережению и ПР, выполнены оптимизационные расчеты.

Основной целью исследования являлось изучение оптимальной структуры ЕЭЭС России с учетом влияния на ее развитие со стороны потребителей электроэнергии, а также получение оценки эффективности мероприятий по электросбережению, использования обычных предприятий в качестве ПР и применения специальных ПР. Финансово-экономические результаты расчетов получены в долларах США, и, для удобства восприятия, переведены в Российские рубли по курсу 26 Российских рублей равны 1 доллару США.

Результаты проведенных исследований сопоставлялись с исходным вариантом оптимизации развития ЕЭЭС.

В качестве мероприятия по электросбережению была рассмотрена модернизация источников освещения, подразумевающая замену традиционных ламп накаливания (0,15 кВт; 5,72 руб./шт.; срок службы – 1 год) на люминесцентные лампы (0,05 кВт; 32,5 руб./шт.; срок службы – 12 лет), идентичные по световому потоку. В качестве объекта исследования эффективности модернизации электроосвещения выбраны предприятия легкой промышленности, доля осветительной нагрузки которых приблизительно равна 15% от суммарной мощности электропотребления. При модернизации всех источников освещения, величина электросбережения составит 2/3 от исходной мощности осветительной нагрузки или 10% от суммарной мощности электропотребления предприятием. Величина ограничений по максимальной мощности определена достаточно условно – по распределению предприятий по федеральным округам России, с учетом среднестатистической мощности одного предприятия 2 МВт и при величине электросбережения 10% от суммарной мощности электропотребления. Тем не менее это не мешает оценить эффективность рассматриваемого мероприятия по электросбережению.

В табл. 1, с разбивкой по ОЭЭС, отображены оптимальные объемы модернизации электроосветительных установок и электросбережения с помощью этого мероприятия, полученные в результате расчетов.

По ЕЭЭС в целом оптимальные объемы применения модернизации источников электроосвещения составили 4474 МВт. Видно, что во всех ОЭЭС оптимальные объемы модернизации электроосвещения выходят на заданные ограничения по максимальной мощности. Это говорит о высокой эффективности данного мероприятия по электросбережению и его конкурентоспособности по отношению к «традиционным» способам покрытия пиковой мощности электрической нагрузки.

Таблица 1

Электросбережение и снижение мощности электрической нагрузки

ОЭЭС

Электросбережение, млн. кВт·ч

Снижение мощности электрической нагрузки, МВт

Северо-Запад

1404

454

Центр

3541

1174

Северный Кавказ (Юг)

859

283

Волга

1436

454

Урал

3010

981

Сибирь

3034

959

Восток

535

169

ВСЕГО

13819

4474

Изменения вводов генерирующих мощностей по ОЭЭС, в сравнении с исходным вариантом развития ЕЭЭС, выглядят таким образом:

- ОЭЭС Северо-Запада, Северного Кавказа (Юга), Волги – без изменений;

- ОЭЭС Центра – снижение вводов ПГУ на 975 МВт и ГАЭС на 127 МВт;

- ОЭЭС Урала – увеличение вводов КЭС на 800 МВт;

- ОЭЭС Сибири – снижение вводов КЭС на 1900 МВт;

- ОЭЭС Востока – снижение вводов КЭС на 200 МВт.

В ОЭЭС Центра, энергосистеме с разреженным графиком электрической нагрузки, электросбережение снижает максимум электропотребления и тем самым «конкурирует» с ПГУ и ГАЭС. ОЭЭС Сибири и Востока имеют относительно плотные графики нагрузки, поэтому электросбережение заменяет ввод новых генерирующих мощностей в этих энергосистемах. Снижение выработки в ОЭЭС Сибири разгружает межсистемные связи Сибирь-Урал, но, вместе с тем, требует от ОЭЭС Урала, крупнейшего промышленного и электропотребляющего узла, увеличения собственной генерации. Здесь наблюдается увеличение вводов генерирующего оборудования.

В суммарном отношении вариант развития ЕЭЭС России с модернизацией источников освещения (заменой ламп накаливания на люминесцентные лампы) по приведенным затратам в развитие и функционирование ЕЭЭС и анализируемых потребителей на 18,4 млрд. руб. дешевле, чем исходный вариант, не предусматривающий подобных мероприятий. В результате проведения данных мероприятий по электросбережению достигается экономия капиталовложений 77,1 млрд. руб. и годовая экономия топлива 3,73 млн. тут или 5,8 млрд. руб. в денежном эквиваленте. В общей сложности в целом по ЕЭЭС в результате проведения этого мероприятия на 4,5 ГВт снижается максимум нагрузки и на 3,2 ГВт снижается ввод новых генерирующих мощностей. Меньшее снижение вводов мощностей (относительно снижения максимума) объясняется увеличением «неиспользуемой» мощности ГЭС из-за уплотнения графиков нагрузки в результате электросбережения.

Для исследования возможностей применения в качестве потребителей-регуляторов «обычных» предприятий – потребителей электроэнергии были также выбраны предприятия легкой промышленности, характеризующиеся достаточной гибкостью производственного процесса (относительной простотой и малыми затратами на его перенастройку) и определенной степенью свободы во взаимоотношениях с поставщиками сырья и потребителями продукции (возможностью работать «со склада» и «на склад»).

При подготовке исходных данных к оптимизационному расчету развития ЕЭЭС, рассматривающему перевод предприятий в режим работы потребителей-регуляторов предполагается, что удельные капиталовложения отсутствуют (предприятия способны изменить режим работы за счет собственных резервов). Принята двухсменная работа предприятия (суточная длительность режима «заряда» ПР составляет шестнадцать часов) с восьмичасовым перерывом в период максимума нагрузки (суточная длительность режима «генерации» ПР равна восьми часам).

Увеличение удельных постоянных издержек, основной составляющей которых является заработная плата персонала переводимых в режим регулятора предприятий, принято равным 50%.

Pages:     | 1 | 2 || 4 | 5 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»