WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |

Перевод предприятий на ночную работу сопряжен с повышением требований к освещению. Для легкой промышленности, по отношению к суммарной мощности, доли мощностей основного технологического процесса и электроосвещения составляют 85% и 15% соответственно. За счет повышения требований к освещению рабочих мест в ночной период, необходимости освещения прилегающих территорий и подсобных помещений, доля электроосвещения может возрасти в два раза. При неизменной технологической мощности, соотношение ее доли и доли мощности электроосвещения составит 85% и 30% соответственно, т.е. мощность предприятия при ночной работе (мощность «заряда» потребителя-регулятора) превысит мощность работы этого же предприятия в штатном режиме (мощность «генерации» потребителя-регулятора) в 1,15 раза. Обратная этому соотношению величина – коэффициент полезного действия (КПД) потребителя-регулятора равен 0,87.

Максимальная величина применения мощности этих предприятий в качестве потребителей-регуляторов по каждой из ОЭЭС определяется по аналогии с исследованием эффективности модернизации источников освещения.

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

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

- ОЭЭС Центра – снижение вводов ПГУ на 996 МВт и ГАЭС на 127 МВт.

В соответствии с результатами расчетов, при использовании обычных предприятий в качестве потребителей-регуляторов, эффект достигается только в ОЭЭС Северного Кавказа (Юга). Оптимальная мощность применения ПР составляет 1035 МВт в режиме «генерации» и 1139 МВт в режиме «потребления» не выходя на ограничения по максимальной мощности (2,83 ГВт). Экономии топлива, по отношению к исходному варианту развития ЕЭЭС, в варианте развития с применением в качестве ПР «обычных» предприятий не наблюдается, поскольку эффект освобождения от покрытия пиковой нагрузки менее экономичных генерирующих мощностей компенсируется низким КПД потребителя-регулятора, составляющим 87%.

Одной из причин, определяющей малые объемы реализации рассматриваемого мероприятия, являются высокие постоянные издержки, не позволяющие такому типу ПР полноценно конкурировать с традиционными способами покрытия пиковых электрических нагрузок. Несмотря на это, по отношению к исходному, рассматриваемый вариант развития ЕЭЭС требует капиталовложений и приведенных затрат на реализацию, соответственно на 79,5 млрд. руб. и 11,0 млрд. руб. меньше.

Анализ возможного варианта развития ЕЭЭС показывает, что режим ночной работы предприятий («заряда») используется в интересах ОЭЭС Центра, снижая электропотребление в пиковые часы в объеме 1702 млн. кВтч, конкурируя с вводами ПГУ и ГАЭС в этой энергосистеме.

Исследование современного уровня развития ПР, выполненное во втором разделе диссертации показало, что максимальные возможности регулирования графика электрической нагрузки связаны с аккумулированием тепла для отопления и горячего водоснабжения.

Принцип действия этого, пока еще мало распространенного оборудования состоит в следующем. В период провала электрической нагрузки электронагреватели вырабатывают тепло, одна часть которого расходуется на отопление помещений, а другая аккумулируется в теплонакопительных блоках. В период пика электрической нагрузки электронагреватели автоматически отключаются от электросети. Обогрев здания производится за счет аккумулированного тепла, съем которого осуществляется обдувом воздухом теплонакопительных блоков.

Максимальная суточная длительность заряда теплового аккумулятора составляет семь часов, максимальная суточная длительность разряда – семнадцать часов. Единичная мощность одного накопителя принята равной 0,002 МВт. Паспортный КПД оборудования равен 87%.

В расчетах рассматривалось оборудование отечественного производства, стоимость которого в бытовом исполнении составляет 5200 руб./кВт, в промышленном исполнении – 6300 руб./кВт.

Ежегодные издержки приняты равными нулю – считается, что новое оборудование не требует затрат на свое обслуживание больше, чем ранее использовавшиеся системы электроотопления. Ограничения по максимальной мощности отсутствуют – расчеты носят оценочный характер с целью определения степени эффективности данного оборудования как ПР.

Всего было рассмотрено три варианта возможного применения систем электроотопления с аккумулированием тепла в качестве ПР, отличающихся объемами применения этого оборудования – ограниченное применение для модернизации электрокотельных, массовое внедрение устройств на объектах жилья и объединение условий двух предыдущих вариантов. Результаты проведенных расчетов по каждому из рассматриваемых вариантов представлены в табл. 2.

Изменения вводов новых генерирующих мощностей по ОЭЭС:

- ОЭЭС Северо-Запада, Северного Кавказа (Юга), Волги, Урала, Сибири – без изменений для всех вариантов;

- ОЭЭС Центра – снижение вводов ГАЭС на 127 МВт для всех вариантов;

- ОЭЭС Востока – снижение вводов КЭС на 100 МВт и 150 МВт для второго и третьего вариантов соответственно.

Рассматриваемые ПР используются в интересах ОЭЭС Центра, при этом они конкурентоспособны по отношению к ГАЭС, но менее эффективны чем ПГУ. Применение ПР в ОЭЭС Востока позволяет выровнять график электропотребления и снизить вводы конденсационного оборудования.

Таблица 2

Объемы применения систем электроотопления с аккумулированием тепла в качестве потребителей-регуляторов

ОЭЭС

Мощность

«генерации», МВт

Мощность

«потребления», МВт

Снижение электропотребления в пиковые часы, млн. кВт·ч

1

2

3

1

2

3

1

2

3

Северо-Запад

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Центр

0

61

35

0

70

40

0

28

16

Северный Кавказ (Юг)

58

164

221

67

189

254

92

260

350

Волга

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Урал

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Сибирь

0

0

0

0

0

0

0

0

0

Восток

21

59

80

24

68

92

7

28

38

ВСЕГО

79

284

336

91

327

386

99

316

404

Модернизация существующих электрокотельных и перевод их в режим ПР может быть использована в объемах 21 МВт для ОЭЭС Востока и 58 МВт для ОЭЭС Северного Кавказа, что позволит выровнять ночной провал мощности нагрузки в этих энергосистемах на 24 и 67 МВт. Снижение электропотребления в пиковые часы оценивается в 7 и 90 млн. кВтч электроэнергии соответственно.

Проведенное сравнение с исходным вариантом и полученные результаты расчетов показывают, что модернизация действующих систем электроотопления с применением аккумулирования тепловой энергии является достаточно результативным мероприятием. Подобные системы эффективны при использовании в объединенных энергосистемах Северного Кавказа (164 МВт), Востока (59 МВт) и Центра (61 МВт). Потребители-регуляторы способны обеспечить заполнение ночных провалов графиков нагрузки в размере 70, 189 и 68 Мвт или 260, 29 и 28 млн. кВтч для ОЭЭС Северного Кавказа, Востока и Центра соответственно.

Результаты третьего варианта близки к суммарным результатам первого и второго вариантов расчета. В целом показатели применения потребителей-регуляторов по ОЭЭС Центра, Северного Кавказа и Востока составляют порядка 336 МВт в режиме «генерации», 386 МВт в режиме «потребления» и 400 млн. кВтч. В сравнении со вторым вариантом видна реализация системного эффекта: большие объемы вводов потребителей-регуляторов в ОЭЭС Северного Кавказа оказываются более выгодными по отношению к их вводам в ОЭЭС Центра (164 / 61 МВт для второго варианта и 221 / 35 МВт для третьего варианта соответственно), т.е. работа потребителей-регуляторов в ОЭЭС Северного Кавказа осуществляется в интересах ОЭЭС Центра.

Применение систем электроотопления с аккумулированием тепла в качестве потребителей-регуляторов увеличивает расход топлива (от 0,3 до 0,44 тыс. тут/год) и, соответственно, связанные с ним затраты (от 1,1 до 1,3 млрд. руб. в год). Это обусловлено относительно низким, около 87%, коэффициентом полезного действия (КПД) тепловых аккумуляторов, применяемых в составе исследуемых систем. В дальнейшем использование современных материалов и тепловой изоляции позволит повысить КПД установки до 90-95% и снизить величину перерасхода топлива.

Конкуренцию применению систем электроотопления с аккумулированием тепла в качестве потребителей-регуляторов оказывают относительно недорогие источники пиковой мощности, в частности ПГУ, что делает применение данного вида потребителей-регуляторов неэффективным в остальных объединенных энергосистемах (Сибирь, Урал, Волга и Северо-Запад).

Варианты развития ЕЭЭС с применением систем электроотопления с аккумулированием тепла практически идентичны исходному варианту по суммарным приведенным затратам, во втором и третьем вариантах наблюдается небольшая экономия капиталовложений – 1,1 млрд. руб. и 2,9 млрд. руб. соответственно.

В пятом разделе рассмотрены условия развития электросбережения и регулирования электропотребления. Даны заключения о влиянии на них различных форм экономических взаимоотношений между энергокомпаниями и потребителями электроэнергии.

Степень заинтересованности потребителей в электросбережении, как одной из статей снижения своих затрат, определяется стоимостью электроэнергии. Ценовая политика энергокомпаний во многом зависит от степени их влияния на рынок электроэнергии. Крайние проявления этого влияния – монополия и монопсония. Так монопольное положение позволяет энергокомпании диктовать потребителям свою, ориентированную на получение максимальной прибыли, ценовую политику, и таким образом косвенно стимулировать их к электросбережению. Монопсония же наоборот подразумевает сильные позиции потребителя и снижение его интереса к электросбережению.

Так как при равномерном графике нагрузки производство электроэнергии всегда более выгодно, чем при неравномерном, интерес энергокомпаний к регулированию режимов электропотребления сохраняется всегда. Лучшие условия привлечения потребителей к регулированию режимов электропотребления могут создаться либо «под принуждением» – при монополии в электроэнергетике, либо при наличии конкуренции среди энергокомпаний и, как следствие, при наличии выгодных тарифных предложений для потребителей с их стороны. Монопсония, как и в случае с электросбережением не гарантирует добровольного участия потребителей в регулировании режимов электропотребления.

Pages:     | 1 |   ...   | 2 | 3 || 5 |






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