close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

PROEKT

код для вставкиСкачать
BIPS на ВИЭ
ПРОЕКТ
ЭЛЕКТРОЭНЕРГЕТИКА ПРИМОРЬЯ
Разумные альтернативы для развития Края
Разработка проектной идеи:
Кузнецов Сергей Николаевич,
Академик РАЭ (Санкт-Петербург)
руководитель направления автономной
электроэнергетики Hood River Suomi Oy.
Санкт-Петербург
2010 г.
Содержание
Содержание ....................................................................................... 2
Сокращения....................................................................................... 3
Введение............................................................................................ 5
I Централизованное электроснабжение как фактор развития территории Приморья............................................ 6
Зона охвата ЦЭС............................................................................. 6
Территория обслуживания ЦЭС.......................................................... 7
Установленная мощность станций....................................................... 7
Структура потребителей .................................................................. 8
Структура объема продаж электроэнергии............................................ 8
Производство и потребление электроэнергии ........................................ 8
Нагрузка потребителя на энергосистему................................................ 9
Тенденции по нагрузке потребителя на энергосистему............................. 9
Способность транспортировки электрической энергии в энергосистеме при существующей нагрузке потребителя.......................... 9
Протяженность воздушных линий электропередачи по трассе................... 10
Показатели ЦЭС, характеризующие его способность
к эффективному развитию территории................................................ 10
Выводы........................................................................................ 11
II Основная цель проекта и смысл разумных альтернатив........................ 12
Основная цель проекта.................................................................. 12
Альтернативные технические решения................................................ 12
Субъекты проекта реконструкции энергетики и их интересы при модернизации энергосистемы Приморья........................ 12
III О стоимости электрической энергии.................................................. 14
Тарифная стоимость электрической энергии в России и
на ее территориях........................................................................... 14
Реальная стоимость электроэнергии в ЦЭС........................................... 14
Выводы........................................................................................ 16
IV Требование к изменению подходов по решению
энергетической проблемы и поиску альтернатив.................................. 17
Условия поиска подходов и альтернатив.............................................. 17 "Ветряные мельницы", как вариант альтернативы
при стандартном подходе к решению проблемы................................... 17
Ухудшение экономических показателей при реконструкции ЦЭС с внедрением в них "ветряных мельниц".............................................. 21
Выводы....................................................................................... 21
V Об электроэнергетических тарифах, применяемых в Приморье............... 22
Электроэнергетические тарифы, действующие на территории Приморья и реальная стоимость электричества настоящего времени......................... 22
Оценка роста средневзвешенного тарифа для обеспечения
реконструкции ЦЭС....................................................................... . 23
VI Изменение подхода к задаче реконструкции ЦЭС Приморья.................. 24
Принцип "горы и Магомета", как смысл изменения подхода
к решению задач реконструкции........................................................ 24
Оценка стоимости электрической энергии при различных комбинациях
применения измененного подхода к реконструкции ЦЭС......................... 25
Выводы........................................................................................ 31
VII План реализации реконструкции ЦЭС Приморья
с позиции измененного подхода......................................................... 33
Выбор стратегического направления планирования.................................. 33
Осуществление плана реконструкции по стратегическому направлению комбинированного варианта модернизации......................... 34
Содержание этапов плана реконструкции.............................................. 35
Особенности реконструкции по комбинированного варианту
модернизации ЦЭС...........................................................................38
VIII Технические решения, обеспечивающие их универсальную применимость при измененном подходе к реконструкции ЦЭС............ 39
Традиционные ДЭС, как основное универсальное техническое решение
для целей автономного электроснабжения потребителей........................... 39
Технические решения, направленные на устранение отрицательных
аспектов применения ДЭС.................................................................. 39
IX Организация автономного электроснабжения по стадиям прохождения реконструкции ЦЭС............................................................................. 41
Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 1 реконструкции ЦЭС............................................................41
Проектные работы на Этапе 2 реконструкции ЦЭС................................... 43
Предпроектные работы..................................................................... 43
Проектирование............................................................................... 43
Проектирование с применением традиционных ДЭУ................................ 44
Проектирование инновационных решений по технологиям электро-энергетических комплексов (ТЭЭК технологиям)......................... 46
Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 3 реконструкции ЦЭС........................................................... 58
Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 5 реконструкции ЦЭС............................................................ 59
Заключение........................................................................................ 60
Сокращения.
ЦЭС - централизованное электроснабжение
ВЛ - воздушные линии электропередач
УМ - удельная мощность
УПРС - удельная плотность распределительных сетей
ВЭУ - ветроэнергетические установки
АСЭ - автономная система электроснабжения ДЭС - дизельная электростанция
ДЭУ - дизель-электрическая установка ТЗ - техническое задание РКТД - рабочая конструкторско-технологическая документация
ТЭЭК - технологии электро-энергетических комплексов
ВИЭ - возобновляемые источники энергии
АСЭВИЭ - автономная система электроснабжения, работающая с возобновляемыми источниками энергии
ЭЭК - электроэнергетический комплекс ЭБ - энергоблок
ВЭС - ветроэнергетическая станция
ВВЭУ - вихревая ветроэнергетическая установка
Введение.
Стратегическая цель развития советской России после взятия большевиками власти в стране была описана простой формулой: "Коммунизм - это советская власть + электрификация всей страны". Исполнение плана ГОЭЛРО стало в первые десятилетия советской власти главной задачей, обеспечивающей движение к реализации стратегической цели. Дальнейшая история и экономический рост СССР показывает, что вывод электроэнергетики СССР на лидирующие мировые позиции обеспечил государству прочный фундамент для обеспечения мощного развития государства по всем направлениям.
Однако, к концу 80-х г.г. потенциал электроэнергетики СССР, который был создан в период 30-70 гг. ХХ века, был, практически, исчерпан и требовал серьезной модернизации. Спад производства в России в 90-х г.г. позволил до середины первого десятилетия этого века эксплуатировать ресурс электроэнергетики СССР и приступить к реформированию электроэнергетической отрасли.
Но увеличение промышленного производства последних 5-7 лет показало, что узловые точки реформирования выбраны не верно. События августа 2005 года и последующие мероприятия по поддержанию дееспособности электроэнергетической сферы показали, что реформа не решает сути системных проблем, а слепое следование западным нормам развития электроэнергетики ведет к резкому росту "энергетической ренты" для потребителей. Сегодня "энергетическая рента" для потребителя - это или отсутствие технической возможности для подключения к ЦЭС, или непомерные платежи за возможность такого подключения. И то, и другое, в конечном итоге, создает непреодолимые барьеры для конкурентоспособности товаров российских производителей. А это значит, что и реформа электроэнергетики и сама энергетика настоящего времени не обеспечивают задачу развития экономики государства, которая является ее главной функцией
Важный аспект проводимой реформы в электроэнергетике состоит в том, что предложенный способ реформирования плохо воспринимает инновационные решения для развития энергетического сектора. Как следствие движения по данному пути - медленный темп реконструкции при росте затрат в энергетическом секторе, увеличение издержек у потребителя электрической энергии, слабая диверсификация экономики государства с плохой динамикой роста.
Цель настоящего проекта - показать как, применяя разумные альтернативы, можно оптимизировать процессы реконструкции энергетики Приморья и, опираясь на существующие инновационные решения, обеспечить условия для эффективного развития территории и диверсификации ее экономики.
I Централизованное электроснабжение как фактор развития территории Приморья.
В настоящее время централизованное электроснабжение (ЦЭС) является основным техническим решением для целей снабжения электричеством населения и предприятий Приморья.
Зона охвата ЦЭС.
98% Приморья находятся в зоне охвата ЦЭС. Через ЦЭС обеспечиваются электроэнергией, практически, все потребители, находящиеся на территории Приморского края. Исключение составляет часть труднодоступной территории таежного Тернейского района, где электроснабжение поселков осуществляется с помощью дизельных электростанций.
Территория обслуживания ЦЭС.
( Табл.1)
Отделение
ДальэнергосбытаКоличество обслуживаемых н.п.,
шт.Площадь,
тыс. кв. км
Владивосток10,06Находка185,4Партизанск407,7Артем404,8Хасан224Уссурийск15415,2Спасск456,45Лесозаводск476,4Дальнереченск6051Арсеньев7120,1Кавалерово2443,1
Итого по электроэнергии522164 Установленная мощность станций.
Установленная электрическая мощность электростанций ОАО "Дальэнерго" на начало отчётного 2005 года составила - 967,0 МВт, (в 2009 г. с учетом реконструкции - 1132 МВт), в том числе:
(Табл.2)
НаименованиеУстановл. мощность
Артёмовская ТЭЦ400 МВт + 50 МВТПартизанская ГРЭС137 МВт Владивостокская ТЭЦ-2430 МВт + 70 МВтВладивостокская ТЭЦ-145 МВт
Структура потребителей.
Дальэнергосбыт ОАО "ДЭК" обслуживает следующие группы потребителей:
* Потребители, финансируемые из федерального, муниципальных и краевых бюджетов;
* Предприятия транспорта и связи;
* Предприятия сельского хозяйства;
* Промышленные предприятия;
* Прочие коммерческие организации;
* Население.
Структура объема продаж электроэнергии
(Табл.3)
Производство и потребление электроэнергии
Энергосистема Приморья является дефицитной и закупает на Федеральном оптовом рынке электрической энергии (мощности) около 57% потребляемой энергии. Собственная. выработка электроэнергии в 2007 г составила 4549,37 млн кВт ч, в 2008 г. - 4781 млн кВтч. Таким образом, общий объем потребления в год составляет около 10500 млн кВт ч Нагрузка потребителя на энергосистему.
Согласно данным ОАО "Дальневосточная генерирующая компания", среднегодовая суточная нагрузка потребителя на энергосистему за 2007-08 г.г соответствует графикам, приведенным в табл.4. Из графика видно, что максимальная нагрузка потребителя на энергосистему в 2008г. составила 1250 МВт, а минимальная - 900 МВт.
(Табл.4)
Тенденции по нагрузке потребителя на энергосистему
Согласно мнению специалистов в последние годы ежегодный прирост нагрузки потребителя на энергосистему Приморья находится в пределах 4-5%. В 2008 году прирост нагрузки был еще выше (см. табл.4). Для России это высокий показатель роста нагрузок и, даже, несколько превышает показатель прироста нагрузок потребления для промышленно развитых европейских стран. При сохранении данной тенденции выход на 2-х кратное увеличение нагрузки потребителя на энергосистему будет осуществлен менее, чем за 20 лет. Способность транспортировки электрической энергии в энергосистеме при существующей нагрузке потребителя
Уже в начале января 2008 г. специалисты констатировали, что рекорд потребления электроэнергии в крае побит. При росте энергопотребления аварии на сетях неизбежны. Это значит, как утверждают специалисты, что электроэнергетическая система Приморья должна быть реконструирована полностью.
Протяженность воздушных линий электропередачи по трассе
Находящихся на балансе ОАО "Дальэнерго", в том числе ВЛ сельхоз. назначения, на 01.01.2006г.:
(Табл.5)
Наименование ВЛПо системе
(км)
ВЛ 500 кВ-ВЛ 220 кВ1702,5ВЛ 110 кВ2519,3ВЛ 35 кВ2661,3ВЛ 10 кВ5845,0ВЛ 6 кВ1591,7ВЛ 0,4 кВ6847,2ВЛ сельхоз. назначения 35 кВ и выше2041ВЛ сельхоз. назначения 6-20 кВ6821ВЛ сельхоз. назначения 0,4 кВ6015ВЛ сельхоз. назначения ВСЕГО15012
ВСЕГО21167,0
Показатели ЦЭС, характеризующие его способность к эффективному развитию территории.
Удельная мощность (УМ)
Определяется как отношение максимальной мощности, которая может генерировать электрическую энергию в систему ЦЭС к численности населения, проживающей на территории в зоне охвата ЦЭС.
Данный показатель характеризует, как пропускную способность электрической энергии по транспортной системе ЦЭС, так и энерговооруженность предприятий, находящихся на территории обслуживания ЦЭС
(Табл.6)
ТерриторияСШАФинляндияАрхангельская
обл.ПриморьеУМкВт/чел.3,12,91,40,6
Удельная плотность распределительных сетей (УПРС)
Определяется как отношение протяженности распределительных сетей напряжением 0,4-20 кВ к площади зоны территории обслуживания ЦЭС.
Данный показатель характеризует эффективность заселения территории, степень локализации населения на территории, эффективность по вариативности экономики территории, возможность глубокой переработки с получением высокой добавленной стоимости продукции в месте добычи сырья, возможность привлечения на территорию квалифицированных специалистов и эффективность миграционных процессов.
(Табл.7)
ТерриторияВеликобританияАрхангельская
обл.ПриморьеУПРСкм/ км кв.1,00,10,09
Выводы.
1. Современное состояние ЦЭС Приморья и его показатели говорят о том, что ЦЭС в таком виде не способно быть фактором развития территории Приморского края. Уже в настоящее время ЦЭС отстает от требования потребителей на их электроснабжение. Развивающим фактором ЦЭС способно стать при условии приведения его состояния к среднему уровню европейских государств, что сможет обеспечить диверсификацию экономики и эффективное развитие всей территории Приморья при некотором опережении развития ЦЭС.
Таким образом, полная реконструкция и модернизация ЦЭС Приморья является необходимой неизбежностью. Однако, такая реконструкция ЦЭС потребует привлечения значительного инвестиционного ресурса и значительных сроков для исполнения задачи. Используя интегрированные методы оценки можно с большой долей вероятности определить, что реализация задачи по реконструкции ЦЭС Приморья с приведением его к указанному уровню потребует привлечения инвестиционного ресурса в объеме $20 млрд. с программой освоения этого ресурса в сроки около 10 лет
2. Учитывая то состояние ЦЭС, в котором оно находится в настоящее время, можно прогнозировать значительные риски в надежности электроснабжения по проекту на о.Русский. Данные риски уменьшаются при условии устранения узких мест в передаче электрической энергии с севера на юг территории Приморья. Но даже исполнение этого условия сохраняет риск ограничения электроснабжения объектов, подключенных к ЦЭС. II Основная цель проекта и смысл разумных альтернатив.
Основная цель проекта.
К основной цели настоящего проекта можно отнести предложение альтернативных технических решений, которые были бы способны к реализации задачи по оптимизации инвестиций в энергетику Приморья и обеспечили бы баланс интересов различных групп субъектов по проекту реконструкции энергетики.
Альтернативные технические решения.
В настоящем проекте под альтернативными техническими решениями понимаются такие решения, которые реально будут способствовать демпфированию роста цен и тарифов на электрическую энергию, так как рост цен и тарифов неизбежное следствие масштабной модернизации энергетики Приморья при проведении реконструкции традиционным способом централизации электроснабжения. Необходимо понимать, что альтернативные технические решения, обеспечивающие снижение и оптимизацию инвестиций с демпфированием роста цен на электрическую энергию, могут находиться только в зоне инновационных разработок. Эти разработки необходимо будет применить для реализации задачи модернизации энергетики края, обеспечивающей цель эффективного развития территории Приморья.
Субъекты проекта реконструкции энергетики и их интересы при модернизации энергосистемы Приморья.
Исполнительная власть Приморья,
Данный субъект проекта реконструкции обязан быть заинтересован в эффективном развитии проекта модернизации энергетики территории, на которую распространяются его властные полномочия. Энергетика является базовой отраслью, без которой эффективное диверсифицированное развитие экономики территории не осуществимо. Инвесторы. Данный субъект проекта реконструкции заинтересован в эффективном вложении своих капиталов. Поэтому инвесторы заинтересованы в успешной реализации проекта реконструкции, только, как в источнике получения доходов на вложенный капитал при минимизации сроков возврата по финансовым вложениям. Инвестор крайне заинтересован в политической стабильности на территории вложения капитала, то есть сбалансированной реакции всех субъектов проекта на проводимую реконструкцию энергетической системы.
Население.
Данный субъект проекта реконструкции заинтересован в повышении уровня жизни, который должен быть результатом модернизации энергетики края. Повышение жизненного уровня населения позволит без проблем преодолеть рост уровня тарифов на электроснабжение. Однако, если в ходе реконструкции ЦЭС не будет решена задача подъема благосостояния, то рост недовольства населения с непредсказуемыми последствиями для проводимой политики во власти будет неизбежен.
Предприниматели.
Данный субъект проекта реконструкции заинтересован в получении такой цены за электроэнергию, при которой предприниматель сможет выйти на рынок с конкурентоспособной ценой на производимый им продукт. После осуществления проекта реконструкции ЦЭС предприниматель становиться основным субъектом, осуществляющим диверсификацию экономики края.
Политические партии и объединения.
Данный субъект проекта реконструкции заинтересован в эффективном развитии края. Но, как оппонент действующей власти, будет подвергать критике любые просчеты исполнительной власти в ходе исполнения проекта реконструкции энергетики края, обеспечивая решение своих политических задач.
Несмотря на различие интересов всех субъектов проекта реконструкции, мотивация всех действий субъектов проекта будет основана на центральном событии модернизации энергетики края, которым является стоимость электрической энергии.
III О стоимости электрической энергии.
Развитие страны и ее территорий в полной мере зависит от стоимости электрической энергии. Поэтому энергетический сектор и является базовым сектором экономики. Но развитие самой базовой отрасли по сектору электроэнергетики находится, также, в полной зависимости от тарифов на электроэнергию, подаваемой под нагрузку потребителя. Это обстоятельство является ключевым при расчетах модели развития территории.
Тарифная стоимость электрической энергии в России и на ее территориях.
В современной России для расчетов с потребителями применяется тарифная стоимость электрической энергии, определяемая политическими соображениями, но не рыночными реалиями. Это нерыночный способ расчетов, который не отражает реальной стоимости электроэнергии, но, являясь политическим наследием СССР, в настоящее время обеспечивает только условия для политической стабилизации общества и, в целом, тормозит развитие экономики страны.
Стоимость электроэнергии по действующим тарифам в советский период была оправдана, так как электроэнергетика СССР, находясь под полным контролем государства, успешно развивалась, а тарифная политика, определяющая цену электрической энергии для потребителя, позволяла успешно осуществлять экономические преобразования в СССР.
В настоящее время тарифная стоимость электрической энергии перестала быть фактором развития энергетического сектора экономики. Беда применения тарифной стоимости электроэнергии, определяемой политическими соображениями, заключается в том, что, не отражая реальной стоимости электрической энергии, деградируют не только существующие электроэнергетические системы, но на рынок не возможно вывести ни одного альтернативного решения, которые смогли бы обеспечить реальную конкуренцию традиционному ЦЭС.
Реальная стоимость электроэнергии в ЦЭС.
Проект по полной реконструкции ЦЭС Приморья уже на стадии его предварительной оценки позволяет определить границы, в которых будет находиться реальная стоимость электрической энергии, производимая в системе ЦЭС при условии реализации проекта модернизации ЦЭС.
Четыре основных параметра и ряд дополнительных данных будут определять стоимость электрической энергии.
Четыре основных параметра:
* уровень реконструкции ЦЭС
* необходимые инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
* сроки возврата инвестиций инверторам
* уровень потребления электрической энергии
Для упрощенной оценки стоимости электрической энергии на периоде окупаемости применим следующую формулу:
К + А∙Т + П·Т + Э∙Т
С = + СЕ (руб. / кВт*час), где
∑ Е(Т)
К - инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
А - годовые амортизационные отчисления
П - годовая прибыль
Э - годовые эксплуатационные издержки
∑ Е(Т) - суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
СЕ - стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Т - период окупаемости инвестиций
Определимся с основными и дополнительными данными, по которым произведем расчет стоимости электрической энергии.
Уровень реконструкции ЦЭС
Определим, что уровень реконструкции ЦЭС будет соответствовать уровню 2-кратной нагрузочной способности к настоящему уровню нагрузок на ЦЭС
Необходимые инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
Для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС потребуются инвестиции в объеме - 300 млрд. руб. (по интегрированной оценке)
Сроки возврата инвестиций инверторам
В настоящее время в энергетике пограничными сроками окупаемости считаются сроки 7-10 лет. Для целей расчетов используем период окупаемости инвестиций равный 10-ти годам.
Годовые амортизационные отчисления
Определим, что срок службы ЦЭС составляет -25 лет. Тогда годовые амортизационные отчисления будут в размере - 12 млрд. руб.
Годовая прибыль
Для целей настоящего проекта определим, что годовая прибыль, которая удовлетворит инвестора, будет находиться на уровне 20% годовых. Тогда среднегодовая прибыль в абсолютном значении должна составлять - 60 млрд. руб.
Годовые эксплуатационные издержки
Определим, что ежегодные издержки на эксплуатацию ЦЭС будут находиться на уровне 5% от инвестиционных вложений, что в абсолютном значении составит - 15 млрд. руб.
Суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
Определим, что начало срока окупаемости наступит в 2015 году и завершиться к 2025 году. Тогда, согласно данным по энергопотреблению на настоящий период и прогнозам по увеличению энергопотребления, суммарное электропотребления за период 2015-2024 г.г. составит около 160 000 млн. кВт ч
Стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Для целей настоящих расчетов можно принять СЕ = 0,8 руб. по применяемому углю
Таким образом, согласно исходным данным в период окупаемости
С ≈ 8 руб/кВт*час
Упрощенная оценка реальной стоимости электроэнергии в системе ЦЭС после ее модернизации показывает, что стоимость электрической энергии будет находиться на границе - 8 руб/кВт*час
Более того, при ужесточении инвестором требований по срокам окупаемости и при выводе ЦЭС на среднеевропейский уровень обслуживания территории реальная стоимость электрической энергии в системе ЦЭС будет повышаться.
Можно отметить, что произведенная оценка стоимости электрической энергии в ЦЭС, соответствует реальности. Это подтверждается тарифами на отпускаемую потребителю электрическую энергию в странах Западной Европы, которые в настоящее время находятся на уровне 0,2 €/кВт*час, что соответствует -.8-9 руб/кВт*час
Выводы.
1. Отпуск электрической энергии в рамках существующего регулируемого тарифа возможен только до тех пор, пока не наступит необходимость модернизации транспортной системы ЦЭС. Эта возможность определяется тем обстоятельством, что, созданные в советское время, и амортизированные, в основном, в этот период, сети в России реально не участвуют (за исключением стоимости транспортировки) в формировании цены на отпускаемую электрическую энергию. В советский период тариф на электрическую энергию формировался на основе цен по производству электроэнергии, но сетевая составляющая цены в тариф не входила, т.к. сети принадлежали государству, а работоспособность сетевого хозяйства обеспечивалась государством за государственный счет.
2. Несмотря на то, что полная реконструкция и модернизация ЦЭС Приморья является необходимой неизбежностью, цена вопроса реконструкции ЦЭС (даже в объеме 2-х кратной нагрузочной способности) - это значительный рост тарифов для потребителей при отпуске ему электрической энергии.
3. Требуется изменение подходов к решению проблемы и поиск таких альтернативных технических решений, которыми будет демпфирован как рост тарифов на электрическую энергию, так и рост недовольства при разбалансированности интересов субъектов проекта реконструкции энергетики края. IV Требование к изменению подходов по решению энергетической проблемы и
поиску альтернатив.
Экономические показатели, которые показывают системы ЦЭС после их реконструкции, плохо корреспондируются с реально применяемыми в настоящее время тарифами на отпуск электрической энергии. А это значит, что необходимо найти некие разумные альтернативы, которые, в том числе, могут быть связаны и с изменением походов к решению проблемы. Условия поиска подходов и альтернатив. Для определения направления изменения подходов к решаемой проблеме и поиска вероятных альтернатив должны быть заданы условия поиска. Эти условия были определены выше и имеют следующие параметры, которые образуются реконструкцией ЦЭС: (Табл.8)
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в системе в период окупаемостиЦена электроэнергии
в системе после периода окупаемости
2000
МВт
18
лет
300
млрд.
руб.
150
тыс.
руб./кВт
17
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
8
руб. за
кВт*час
4 руб. за
кВт*час
Таким образом, главное требование к изменению походов по решению проблемы и поиску альтернатив - это то, что они должны обеспечить лучшие параметры развития энергетики Приморья, чем параметры, указанные в табл.8, которые создаются в результате реконструкция ЦЭС при традиционном подходе модернизации энергосистемы.
"Ветряные мельницы", как вариант альтернативы при стандартном подходе к решению проблемы.
В настоящее время в Приморье активно продвигается идея применения "ветряных мельниц" в качестве альтернативной генерации энергии. Для продвижения этой идеи ОАО "РусГидро" предлагает апробировать данное техническое решение на площадке нового строительства по проекту на о.Русский. Цель подобной апробации - широкое внедрение в энергосистему Приморья "ветряных мельниц", как технического решения. Как можно понять, основной мотиваций для предложения ОАО "РусГидро" проекта "ветряных мельниц" в Приморье является широкое использование данного технического решения в энергосистемах Западной Европы и США. Это обстоятельство обязывает подробно проанализировать применение "ветряных мельниц" для целей модернизации ЦЭС Приморья.
Технические аспекты применения "ветряных мельниц".
ОАО "РусГидро, инициируя проект внедрения "ветряных мельниц", наверно плохо осознает то обстоятельство, что стандартная генерация электрической энергии в ЦЭС посредством "ветряных мельниц" не является автономной. Работоспособность такого технического решения может поддерживаться только сильными сетями ЦЭС при их наличии. Учитывая то обстоятельство, что мощностью генерации электроэнергии от "ветряных мельниц" в ЦЭС не возможно управлять на принципиальном уровне, то установленная мощность таких ветрогенераторов в энергосистемах Европы и США ограничивается в рамках 20% от общей установленной мощности генерирующих источников в ЦЭС. Поэтому, в настоящее время, идея разработок по "ветряным мельницам" осуществляется не в направлении увеличения суммарной установленной мощности в ЦЭС, а в направлении увеличения вырабатываемой электрической энергии с приведенной установленной мощности ветрогенераторов. Учитывая, что выработка электрической энергии с 1кВт установленной мощности "ветряных мельниц", в настоящее время не велика (1500-2500 кВт*час/кВт в год), то выход на годовую выработку "ветряных мельниц" в 3000-4000 кВт*час/кВт является актуальной задачей для Европы и США.
В какие реальные условия эксплуатации ОАО "РусГидро" предлагает внедрять "ветряные мельницы?
В разделе I настоящего проекта было отмечено, что транспортная система ЦЭС Приморья уже с 2005 года с трудом справляется с задачей транспортировки электрической энергии к потребителям, а с 2008 года угроза аварий на сетях становится неизбежной.
Проект на о.Русский добавляет нагрузку потребителя в объеме 62 МВт или около 7% на существующую транспортную систему, увеличивая суммарная нагрузка на транспортную систему Приморья более, чем на 25% по сравнению с 2005 годом и выводя работу современной ЦЭС Приморья на уровень критической эксплуатации, характеризуя состояние сетей , как "сверхслабое". В такие условия ОАО "РусГидро" предлагает внедрить проект по установке на острове Русский "ветряных мельниц" с номинальной мощность генерации 30МВт, что выведет работу электроэнергетической системы Приморья на уровень ее закритических возможностей.
В данном случае, подаваемая в энергосистему мощность будет находиться в пределах 0-30 МВТ. При этом, какая реальная мощность из этого диапазона будет генерироваться в электроэнергетическую систему в любой момент времени определить не возможно, что делает диспетчеризацию по управлению энергобалансом в энергосистеме крайне сложной. Более того, учитывая то обстоятельство, что в основе генерации электрической энергии в энергосистеме Приморья находятся паротурбинные установки с очень низким порогом управляемости, то потеря 30МВт в любой момент работы энергосистемы в момент пиковых нагрузок потребителя на энергосистему может спровоцировать автоматику системы управления к отключению потребителя от энергосистемы в веерном режиме. Далее - это потеря нагрузки, которая автоматически уведет паротурбогенератор в разгон с аварией на генерирующем источнике. Этот сюжет сегодня стал классическим для энергосистем Западной Европы и США. И, не смотря на высокое качественное состояние западных энергосистем, этот сценарий развития событий с разрушением генерирующих мощностей происходит с 2003 года ежегодно в моменты пиковых нагрузок.
Таким образом, в настоящее время будет ошибкой осуществление экспериментальной апробации "ветряных мельниц", даже, в проекте по о. Русский. О внедрении данного типа технических решений в энергосистему Приморья можно говорить лишь при условии полной реконструкции ЦЭС, когда сети станут "сильными" и смогут обеспечить надежную транспортировку электрической энергии до потребителя.
Экологические аспекты применения "ветряных мельниц".
Применение "ветряных мельниц", как технического решения, в странах Западной Европы и США не связано с улучшение технико-экономических показателей работы их электроэнергетических систем. В основе принятия решения на применение этого технического решения находятся экологические аспекты в целом по работе ЦЭС. Внедрение в ЦЭС "ветряных мельниц" позволяет снизить выбросы в атмосферу "парниковых газов" и обеспечивает их уровень в атмосфере в рамках международных договоренностей. Однако, не стоит переоценивать уровнь экологической безопасности при применении этого технического решения: "Ветряные мельницы" являются источником интенсивного инфразвукового излучения, которые возникают вследствие конструктивных особенностей ветроэнергетических установок (ВЭУ) пропеллерного типа.
Инфразвук с частотой 7 Гц смертелен для человека.Колебания средней интенсивности могут стать причиной расстройства пищеварения, сердечно-сосудистой, дыхательной систем, нарушения психики с самыми неожиданными последствиями.
Инфразвук высокой интенсивности, влекущий за собой резонанс, из-за совпадения частот колебаний внутренних органов и инфразвука, приводит к нарушению работы практически всех внутренних органов, возможен смертельный исход из-за остановки сердца, или разрыва кровеносных сосудов; Собственные (резонансные) частоты некоторых частей тела человека.Появления звуковых колебаний со следующими частотами и их совпадение приводит к возникновению резонанса:
• 20-30 Гц (резонанс головы) • 40-100 Гц (резонанс глаз) • 0.5-13 Гц (резонанс вестибулярного аппарата) • 4-6 Гц (резонанс сердца) • 2-3 Гц (резонанс желудка) • 2-4 Гц (резонанс кишечника) • 6-8 Гц (резонанс почек) • 2-5 Гц (резонанс рук) То, что этот фактор воздействия "ветряных мельниц" на человека имеет место, подтверждается средствами массовой информации, которые в последние годы указывают на усиление протеста населения в Западной Европе против применения "ветряных мельниц" в зоне их проживания. Чтобы снизить этот отрицательный экологический фактор работы "ветряных мельниц", проекты с их применением относятся на территории, удаленные от мест проживания человека.
Можно сказать, что с точки зрения применения "ветряных мельниц" в проекте на о. Русский, - это не лучший выбор места для экспериментальной апробации данного технического решения. Если только проект установки "ветряных мельниц" не будет использовать морскую акваторию, как демпфирующее пространство для проникновения инфразвука. Но такое решение резко изменит стоимость проекта применения "ветряных мельниц" на острове.
Экономические аспекты применения "ветряных мельниц".
Аргументация сторонников внедрения "ветряных мельниц", основанная на том факте, что это техническое решение нашло широкое применение в странах западной Европы и США, не может стать основанием для внедрения такого технического решения в ЦЭС по Российским территориям. Внедрение и поддержка этого технического решения в Европе и США происходит совершенно в иной экономической ситуации, которая способна обеспечить окупаемость инвестиций в приемлемые для них сроки.
В России это будет выглядеть совсем иначе. Наглядный пример этого обстоятельства дает проект ОАО "РусГидро", инициирующий установку "ветряных мельниц" на о.Русский. На этом примере определим стоимость электрической энергии, которая получается в результате применения этого технического решения.
Согласно данным ОАО "РусГидро" по проекту на о.Русский:
* мощность ветровой электростанции - 30МВт
* годовая выработка - не менее 75 млн. кВт/ч
* капиталовложения в строительство 1500-1700 евро на 1 кВт
установленной мощности
Используем принцип простого срока окупаемости и введем дополнительные данные к имеющимся. Это позволит определить стоимость электрической энергии, которая может быть получена потребителем энергии через 10 лет эксплуатации такого технического решения.
Для расчета стоимости электроэнергии через 10 лет используем три параметра воздействия на цену электрической энергии: капитальные затраты, эксплуатационные затраты и прибыль.
Капитальные затраты (К) - определены, как 1700 евро на 1 кВт.
Эксплуатационные затраты(ЭЗ) - для упрощения расчетов эксплуатационные затраты примем равными амортизационным отчислениям, обеспечивающим реновацию оборудования за период в 10 лет или 10% от капитальных затрат. Тогда ежегодные эксплуатационные затраты составят - 170 евро на 1 кВт в год или за 10 лет - 1700 евро на 1 кВт.
Прибыль (П) - производимое строительство ветропарков - это строительство коммерческого объекта. Поэтому прибыль должна быть составляющей при расчете стоимости электрической энергии, за которую платит потребитель. Для производства расчетов применим норму прибыли в 10% годовых на произведенные инвестиции, что за 10 лет эксплуатации ветропарков составит - 1700 евро на 1 кВт.
По имеющимся данным определяем, что выработка электрической энергии(Э) составит за десять лет эксплуатации ветропарков - 25000 кВт/ч на 1 кВт
Тогда стоимость электрической энергии (С) через 10 лет будет:
С = (К+ЭЗ + П)/Э или С = 0,21 Евроцента за 1 кВт/ч или
С ≈ 9,0 руб. за 1 кВт/ч
Ухудшение экономических показателей при реконструкции ЦЭС с внедрением в них "ветряных мельниц"
Если будет осуществлено масштабное внедрение в ЦЭС "ветряных мельниц" и это внедрение альтернативного решения будет осуществлено по образцу Западной Европы и США, то экономические параметры реконструкции ЦЭС подвергнуться корректировке в сторону ухудшения, как это указано в табл.9.
(Табл.9)
Объем инвестицийУдельные инвестицииСрок реализации проектаСредняя цена электроэнергии
в системеСрок окупаемости инвестиций
330 млрд. руб.
150 тыс.
руб./кВт
10-15 лет
8,2 руб/кВт*час
Более 10 лет
Выводы.
1. Решение на применение альтернативной генерации энергии "ветряными мельницами" по проекту на о.Русский должно быть заблокировано. Учитывая, что строительство объектов на о.Русский и так выводит работу энергосистемы Приморья на критический уровень (с потенциальными ограничениями потребителей ЦЭС Приморья на электроснабжение), то дополнительное применение альтернативной генерации от "ветряных мельниц" на о. Русский будет способно вывести из строя работу всей электроэнергетической системы с непредсказуемыми для нее последствиями.
2. Реконструкция ЦЭС Приморья с ведением в ее "сильные" сети решений по альтернативной генерации за счет "ветряных мельниц" ухудшает общие экономические параметры реконструируемой ЦЭС. Что неизбежно отразиться на повышении тарифов по получению электрической энергии потребителями. 3. Улучшение параметров, по которым должна развиваться энергетика Приморья должно быть произведено посредством других альтернатив и подходов, создающих такие параметры развития.
V Об электроэнергетических тарифах, применяемых в Приморье
В отличие от любых тарифов, которые устанавливаются компаниями, работающими на рынке, и определяются уровнем издержек и получаемой прибыли, задача электроэнергетических тарифов - обеспечить возможность экономического роста территории с демпфированием факторов социальной напряженности в обществе. При этом, применяемый тариф должен сохранять условия для функционирования региональной энергосистемы. Такой порядок существования тарифа не возможен в рамках рыночных процессов и осуществляется путем бюджетных дотаций и перераспределения издержек при выработке электрической энергии между субъектами потребления электрической энергии. Ежегодное повышение тарифов позволяет постепенно перейти к бездотационной модели оплаты за электроэнергию, но принуждает субъектов потребления действовать в условиях, противоречащих рыночным..
Электроэнергетические тарифы, действующие на территории Приморья и реальная стоимость электричества настоящего времени.
Тарифы на электрическую энергию, поставляемую Дальэнергосбытом своим потребителям, устанавливаются Департаментом по тарифам Приморского (ранее - Региональная энергетическая комиссия) и действуют в течение 1 года. Тарифы на электрическую энергию, поставляемую гарантирующими поставщиками потребителям Приморского края в 2009 году установлены Постановлением Департамента по тарифам Приморского края №34/6 от 10 декабря 2008 г. (Табл.10)
№ п/п
Группа потребителейЕд. изм.Диапазоны напряженияВНСН-IСН-IIНН12345671
Прочие потребители (без НДС)
коп./кВт.ч
307
2
Бюджетные потребители (без НДС)
коп./ кВт.ч
261
3.
Население (с НДС)
коп./кВт.ч2002002002003.1.Население, проживающее в сельских населенных пунктах, а также в городах и городских населенных пунктах в домах, оборудованных электроплитами и электроотопительными установкамикоп./кВт.ч140140140140
Используя данные раздела I можно сделать оценку средневзвешенного электрического тарифа у потребителя , который составляет - 3,25 руб./ кВт.ч
Опираясь на данные средневзвешенного тарифа и полагая о том, что существуют дополнительные бюджетные дотации за пользование электрической энергией, можно с большой долей вероятности определить реальную стоимость электрической энергии, производимой в ЦЭС в настоящее время, которая находиться на уровне:
3,5 руб./ кВт.ч
Оценка роста средневзвешенного тарифа для обеспечения реконструкции ЦЭС.
Оценку динамики роста средневзвешенного тарифа, обеспечивающего возможность реконструкции ЦЭС, представим в виде графика. Для построения графика используем дополнительно данные по тарифам за 2007-08 г.г. Необходимо отметить, что динамика оценки роста тарифа соответствует реальной динамике роста тарифов, которые были произведены в период 2007-09 г.г.
Средневзвешенный Рис.1
тариф
(руб./ кВт.ч)
7
6
5
4
3
2
1
07 08 09 10 11 12 13 14 15 16 17 18 Год
VI Изменение подхода к задаче реконструкции ЦЭС Приморья
Как было показано в предыдущих разделах, следствием полной реконструкции ЦЭС становиться рост стоимости электрической энергии. Эта стоимость будет значительно превышать тарифную стоимость электроэнергии сегодняшнего дня, которая применяется в Приморье в целях расчетов со всеми группами потребителей.
Принцип "горы и Магомета", как смысл изменения подхода к решению задач реконструкции.
Традиционное мышление определяет стереотип представления о проведении масштабной реконструкции ЦЭС. И этот стереотип заставляет ЦЭС ("гору") идти к потребителю ("Магомету"), в результате чего двукратный рост тарифов на электроэнергию становиться неизбежностью. И при этом решается только очень узкий круг проблем насущного дня, но перспектива динамичного и эффективного развития территории окажется несбыточной мечтой.
Таким образом, сутью измененного подхода становиться движение потребителя ("Магомета") к осуществлению своего независимого электроснабжения от автономных электроэнергетических систем ("гора") с перераспределением инвестиций для осуществления строительства автономных систем электроснабжения (АСЭ) при реконструкции ЦЭС. Реальное применение такого подхода позволяет не менее чем на 10 лет "забыть" о масштабной реконструкции ЦЭС. Такой результат может стать доступным за счет снижения нагрузок на ЦЭС вследствие вывода из ЦЭС периферийных потребителей с суммарной нагрузкой около 500МВт в течение 10 лет. При таком подходе сама масштабная реконструкция ЦЭС может быть произведена с объемом инвестиций в 20% от объемов, требуемых при традиционном подходе к реконструкции.
Рис.2 Применение данного подхода к решению проблемы масштабной реконструкции ЦЭС позволит значительно снизить требующийся инвестиционный ресурс, что выведет стоимость электрической энергии на уровень приемлемой для дальнейшего развития территории. При этом грамотное применение принципа измененного подхода даст возможность для использования различного рода комбинационных решений, которые обеспечат усиление общего итогового эффекта реконструкции ЦЭС.
Оценка стоимости электрической энергии при различных комбинациях применения измененного подхода к реконструкции ЦЭС.
Вариант применения инновационных решений для целей автономного электроснабжения периферийных потребителей без реконструкции ЦЭС.
Для определения оценочной стоимости электрической энергии по данному варианту применим те же допущения, как это было сделано в разделе III. Это даст наглядную сравнимость по результатам оценки. Тогда упрощенная оценка стоимости электрической энергии в АСЭ с применением инновационных решений на периоде окупаемости будет:
К + А∙Т + П·Т + Э∙Т
С = + СЕ (руб. / кВт*час), где
∑ Е(Т)
К - инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
А - годовые амортизационные отчисления
П - годовая прибыль
Э - годовые эксплуатационные издержки
∑ Е(Т) - суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
СЕ - стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Т - период окупаемости инвестиций
Определимся с основными и дополнительными данными, по которым произведем расчет стоимости электрической энергии.
Необходимые инвестиции в создание инновационных АСЭ
Для выведения периферийных потребителей из ЦЭС и создания АСЭ с суммарной установленной мощностью 500МВт потребуются инвестиции в объеме - 55 млрд. руб. (по интегрированной оценке)
Сроки возврата инвестиций инверторам
Для целей расчетов используем период окупаемости инвестиций равный 10-ти годам.
Годовые амортизационные отчисления
Определим, что срок службы АСЭ составляет -25 лет. Тогда годовые амортизационные отчисления будут в размере - 2,2 млрд. руб.
Годовая прибыль
Для целей настоящего проекта определим, что годовая прибыль, которая удовлетворит инвестора, будет находиться на уровне 20% годовых. Тогда среднегодовая прибыль в абсолютном значении должна составлять - 11 млрд. руб.
Годовые эксплуатационные издержки
Определим, что ежегодные издержки на эксплуатацию АСЭ будут находиться на уровне 5% от инвестиционных вложений, что в абсолютном значении составит - 2,75 млрд. руб.
Суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
Согласно данным по разделу I энергопотребление по установленным АСЭ составит около 45000 млн. кВт ч
Стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Инновационные решения позволяют экономить не менее 80% топлива. Тогда для целей настоящих расчетов можно принять СЕ = 0,8 руб. по применяемому диз. топливу
Таким образом, согласно исходным данным по периоду окупаемости стоимость электрической энергии в АСЭ составит:
С ≈ 5.5 руб/кВт*час
Примечание: после прохождения срока окупаемости стоимость электрической энергии при данном варианте организации АСЭ снизится и будет находиться на максимуме значения: Сmax ≈ 2.5 руб/кВт*час
Учитывая, что за период окупаемости в ЦЭС будет вырабатываться электрическая энергия со стоимостью 3,5 руб./ кВт.ч, то общая стоимость электрической энергии по суммарной нагрузке потребителя составит:
Собщ. ≈ 4,0 руб/кВт*час
Опираясь на данный расчет оценки стоимости электроэнергии представим параметры реконструкции по этому варианту в таблицу 11:
(Табл.11)
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в системе в период окупаемостиЦена электроэнергии
в системе после периода окупаемости
1600
МВт
10
лет
55
млрд.
руб.
35
тыс.
руб./кВт
5,5
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
4
руб. за
кВт*час
Потребуется реконструк-
ция ЦЭС
.Вариант применения традиционных решений (ДЭС) для целей автономного электроснабжения периферийных потребителей без реконструкции ЦЭС.
При тех же допущениях, как это было сделано выше, упрощенная оценка стоимости электрической энергии в АСЭ с применением традиционных решений на периоде окупаемости будет:
К + А∙Т + П·Т + Э∙Т
С = + СЕ (руб. / кВт*час), где
∑ Е(Т)
К - инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
А - годовые амортизационные отчисления
П - годовая прибыль
Э - годовые эксплуатационные издержки
∑ Е(Т) - суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
СЕ - стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Т - период окупаемости инвестиций
Определимся с основными и дополнительными данными, по которым произведем расчет стоимости электрической энергии.
Необходимые инвестиции в создание традиционных АСЭ
Для выведения периферийных потребителей из ЦЭС и создания АСЭ с суммарной установленной мощностью 500МВт потребуются инвестиции в объеме - 20 млрд. руб. (по интегрированной оценке)
Сроки возврата инвестиций инверторам
Для целей расчетов используем период окупаемости инвестиций равный 10-ти годам.
Годовые амортизационные отчисления
Определим, что срок службы АСЭ составляет -10 лет. Тогда годовые амортизационные отчисления будут в размере - 2 млрд. руб.
Годовая прибыль
Для целей настоящего проекта определим, что годовая прибыль, которая удовлетворит инвестора, будет находиться на уровне 20% годовых. Тогда среднегодовая прибыль в абсолютном значении должна составлять - 4 млрд. руб.
Годовые эксплуатационные издержки
Определим, что ежегодные издержки на эксплуатацию АСЭ будут находиться на уровне 5% от инвестиционных вложений, что в абсолютном значении составит - 1 млрд. руб.
Суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
Согласно данным по разделу I энергопотребление по установленным АСЭ составит около 45000 млн. кВт ч
Стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
В проекте должны быть применены генерирующие агрегаты с наилучшими показателями расхода на выработку электрической энергии. Тогда для целей настоящих расчетов можно принять СЕ = 4,0 руб. по применяемому диз.топливу
Таким образом, согласно исходным данным по периоду окупаемости стоимость электрической энергии в АСЭ составит:
С ≈ 6.0 руб/кВт*час
Примечание: после прохождения срока окупаемости стоимость электрической энергии при данном варианте организации АСЭ не снизится и будет находиться на уровне значения: Сmax ≈ 6.0 руб/кВт*час
Учитывая, что за период окупаемости в ЦЭС будет вырабатываться электрическая энергия со стоимостью 3,5 руб./ кВт.ч, то общая стоимость электрической энергии по суммарной нагрузке потребителя составит:
Собщ. ≈ 4,2 руб/кВт*час
Опираясь на данный расчет оценки стоимости электроэнергии представим параметры реконструкции по этому варианту в таблицу 12:
(Табл.12)
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в системе в период окупаемостиЦена электроэнергии
в системе после периода окупаемости
1600
МВт
10
лет
20
млрд.
руб.
12,5
тыс.
руб./кВт
2
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
4,2
руб. за
кВт*час
Потребуется реконструк-
ция ЦЭС
Вариант реконструкции ЦЭС с применением инновационных решений для целей автономного электроснабжения периферийных потребителей. Учитывая то обстоятельство, что выше был просчитан вариант автономного электроснабжения с применением инновационных решений, тогда оценке подвергнем только часть, касающуюся реконструкции ЦЭС По упрощенной оценке стоимость электрической энергии на периоде окупаемости будет:
К + А∙Т + П·Т + Э∙Т
С = + СЕ (руб. / кВт*час), где
∑ Е(Т)
К - инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
А - годовые амортизационные отчисления
П - годовая прибыль
Э - годовые эксплуатационные издержки
∑ Е(Т) - суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
СЕ - стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Т - период окупаемости инвестиций
Определимся с основными и дополнительными данными, по которым произведем расчет стоимости электрической энергии.
Суммарный уровень реконструкции Определим, что суммарный уровень реконструкции будет соответствовать уровню 2-кратной нагрузочной способности к настоящему уровню нагрузок на ЦЭС
Необходимые инвестиции для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС
Для обеспечения заданного уровня реконструкции ЦЭС потребуются инвестиции в объеме - 60 млрд. руб. (по интегрированной оценке)
Сроки возврата инвестиций инверторам
Для целей расчетов используем период окупаемости инвестиций равный 10-ти годам.
Годовые амортизационные отчисления
Определим, что срок службы ЦЭС составляет -25 лет. Тогда годовые амортизационные отчисления будут в размере - 2,4 млрд. руб.
Годовая прибыль
Для целей настоящего проекта определим, что годовая прибыль, которая удовлетворит инвестора, будет находиться на уровне 20% годовых. Тогда среднегодовая прибыль в абсолютном значении должна составлять - 12 млрд. руб.
Годовые эксплуатационные издержки
Определим, что ежегодные издержки на эксплуатацию ЦЭС будут находиться на уровне 5% от инвестиционных вложений, что в абсолютном значении составит - 3 млрд. руб.
Суммарная потребленная энергия потребителем за период окупаемости
Определим, что начало срока окупаемости наступит в 2015 году и завершиться к 2025 году. Тогда, согласно данным по энергопотреблению на настоящий период и прогнозам по увеличению энергопотребления, суммарное электропотребление за период 2015-2024 г.г. составит около 110 000 млн. кВт ч
Стоимость топлива на выработку 1 кВт*час энергии
Для целей настоящих расчетов можно принять СЕ = 0,8 руб. по применяемому углю.
Таким образом, согласно исходным данным в период окупаемости стоимость электрической энергии в реконструированной ЦЭС будет:
С ≈ 3 руб/кВт*час
В целом по всему объему реконструкции, т.е. с учетом применения инновационных решений:
Собщ. ≈ 4 руб/кВт*час
Сведем все данные по данному варианту в таблицу 13:
(Табл.13)
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в период окупаемостиЦена электроэнергии
после периода окупаемости
2000
МВт
20
лет
115
млрд.
руб.
57,5
тыс.
руб./кВт
5,8
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
4
руб. за
кВт*час
3,2
руб. за
кВт*ча
Вариант реконструкции ЦЭС с применением традиционных ДЭС для целей автономного электроснабжения периферийных потребителей. Для данного варианта мы имеем все необходимые данные, которые можно обобщить в таблице 14: (Табл.14)
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в период окупаемостиЦена электроэнергии
после периода окупаемости
2000
МВт
20
лет
100
млрд.
руб.
50
тыс.
руб./кВт
5
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
4,3
руб. за
кВт*час
4,6
руб. за
кВт*ча
В конце раздела поместим данные по традиционной реконструкции ЦЭС, которые были даны в разделе IV, что обеспечивает наглядную сравнимость результатов при изменении подходов к решаемой проблеме:
Уровень реконструкции
по нагрузочной способностиCрок службы до следующей реконструкции по имеющейся тенденции нагрузки и вложениямОбъем инвестиций
Удельные инвестицииПриведенные инвестиции по сроку службыСрок реализации проектаСрок окупаемости инвестицийЦена электроэнергии
в системе в период окупаемостиЦена электроэнергии
в системе после периода окупаемости
2000
МВт
18
лет
300
млрд.
руб.
150
тыс.
руб./кВт
17
млрд.
руб./год
10 лет
10
лет
8
руб. за
кВт*час
4 руб. за
кВт*часВыводы.
Главный вывод.
Изменение подходов к решению проблемы проведения масштабной реконструкции ЦЭС в Приморье решает основную цель настоящего проекта по предложению альтернативных технических решений. Эти решения способны к реализации задачи по оптимизации инвестиций в энергетику Приморья и обеспечивают баланс интересов различных групп субъектов по проекту реконструкции ЦЭС. Сравнение результатов рассматриваемых вариантов показывает, что применяя качественно измененные подходы, проблема реконструкции может быть решена на совершенно ином уровне инвестиционного ресурса, не вызывая напряжения при учете баланса интересов всех субъектов проекта реконструкции ЦЭС Приморья. Сравнение абсолютных величин показывает, что качественная масштабная реконструкция ЦЭС по уровню реконструкции в 2000 МВт может быть решена в 3 раза меньшим инвестиционным ресурсом и с минимальным увеличением тарифной стоимости электрической энергии. Само проведение реконструкции в ЦЭС при таких условиях обеспечит поддержку у всех субъектов проекта.
Дополнительные выводы.
1. Принимая во внимание расчеты настоящего раздела, необходимо учитывать, что целью настоящего проекта является только оценка подходов к решаемой задаче реконструкции ЦЭС Приморья Такая оценка позволяет сделать выбор стратегического направления по реконструкции ЦЭС. Глубокая проектная проработка полной реконструкции должна быть произведена только после принятия решения по выбору стратегии реконструкции. 2. Произведенная в статическом режиме, оценка подходов к решаемой проблеме реконструкции электроэнергетики Края в достаточной мере отражает соотношения в экономической эффективности по рассматриваемым подходам к решению задачи. В реальных динамических процессах реконструкции способ централизации даст более худшие показатели экономической эффективности, чем это произведено настоящей оценкой и, при этом, этот способ будет негативно влиять на массу факторов экономического роста Приморья. В свою очередь, реальные динамические процессы альтернативных решений при изменении подхода к задаче реконструкции дадут лучшие показатели эффективности по сравнению с проведенной оценкой. Такое состояние эффективности и должно ожидаться при проведении глубокой проектной проработки при выборе альтернативного пути реконструкции электроэнергетики Приморья.
3. Важным обстоятельством настоящего проекта является тот анализ, который показывает полную бесперспективность применения "ветряных мельниц", как альтернативы при решении задачи реконструкции ЦЭС Приморья.
4. При рассмотрении реконструкции энергетики Приморья только способом централизации необходимо учитывать, что:
- привлеченный инвестиционный ресурс выходит на свою эффективность только после осуществления полной реконструкции
- следствием реконструкции по способу централизации станет режим ограничения потребления электрической энергии на весь период проведения реконструкции, что отрицательно скажется на всех экономических показателях территории.
- проблемы удаленных и труднодоступных мест на территории Приморья решены не будут
5. Предлагаемая альтернатива подхода к решению задачи создает высокую динамику развития территории на базе любых требований потребителя, в том числе и удаленного, без ввода каких-либо ограничений на электроснабжение. При этом, практически, снижается в 3 раза объем привлекаемого инвестиционного ресурса для обеспечения уровня, равного принятому уровню реконструкции ЦЭС. Это значит, что дополнительный инвестиционный ресурс сможет быть направлен на развитие промышленного производства, которое будет,. однозначно, удовлетворено всеми необходимыми энергетическими ресурсами с приемлемыми ценовыми и качественными показателями, обеспечивающими конкурентоспособность продукции этих производств.
6. Проведенный анализ показывает, что даже применение традиционных решений по автономности электроснабжения потребителя будет более выгодно в комбинационных решениях реконструкции. К недостаткам настоящего способа может быть отнесено относительно невысокое качество тока, подаваемого под нагрузку потребителя. Этот недостаток устраняется путем введения в схемную работу дополнительно оборудования, что, к сожалению, скажется на стоимости электрической энергии. Однако, этот недостаток может быть устранен введением инновационных решений, упоминание о которых присутствует при оценке стоимости электрической энергии и которые обеспечивают выход на высокие экономические показатели при полной реконструкции электроэнергетики Приморья. Подробное рассмотрение этих инновационных решений - в последующих разделах настоящего проекта.
VII План реализации реконструкции ЦЭС Приморья с позиции измененного подхода.
Изменение подхода к реконструкции энергетики Приморья имеет реальную техническую поддержку решениями, которые создают иные и более эффективные параметры реконструкции, чем просто реконструкция по традиционным централизованным решениям. Учитывая это, рассмотрение плана осуществления реконструкции на всей ее стратегической перспективе становится важнейшим элементом настоящего проекта. Первостепенная важность плана реализации реконструкции по измененному подходу определяется тем обстоятельством, что в период реконструкции должна быть заблокирована функция ЦЭС на ввод каких-либо ограничений, как на существующее энергопотребление, так и на возможность свободного подключения мощностей новыми потребителями электрической энергии. То есть ЦЭС должно функционировать в режиме свободного отпуска электрической энергии всем категориям потребителей и обеспечивать требуемую динамику включения новых потребителей в работу системы. Так как решение этой задачи только за счет применения единственного способа - способа централизации - принципиально не выполнимо, то важнейшие этапы реконструкции, проведенной по иному стратегическому направлению, должны быть рассмотрены и оценены по своим целям и задачам. Выбор стратегического направления планирования.
Сравнение вариантов различных схем для осуществления реконструкции ЦЭС Приморья позволяет сделать выбор стратегического направления для плана реконструкции, который может быть обеспечен комбинационным вариантом и который можно определить как: "Реконструкция ЦЭС с применением традиционных и инновационных решений для целей автономного электроснабжения периферийных потребителей".
Такая комбинаторика реконструкции позволяет с максимальной эффективностью использовать все лучшие качества трех составляющих реконструкции: ЦЭС, ДЭС, инновации. При этом, выбор данного стратегического направления планирования основывается на следующих предпосылках, которыми:
* Обеспечивается возможность не вводить режим ограничений потребления электрической энергии.
* Обеспечивается возможность привлечения инвестиционного ресурса значительно меньшего, по сравнению с традиционным способом реконструкции, как в абсолютных, так и удельных (приведенных) значениях.
* Обеспечивается возможность отложить реконструкцию существующей ЦЭС сроком до 10 лет. Эта возможность создает условия для накопления необходимого ресурса в специально созданных для этой цели фондах. Такие фонды будут раскрываться по мере необходимости реконструкции ЦЭС, что обеспечит не только снижение стоимости электрической энергии в пост-реконструкционный период, но и скажется на показателях эффективности развития территории. * Будут выведены из эксплуатации большие объемы распределительных сетей, что скажется не только на стоимости проведения реконструкции ЦЭС, но, в последующем, значительно уменьшит, как эксплуатационные издержки по поддержанию их работоспособности, так и увеличит надежность электроснабжения потребителей
* Аварийные события в ЦЭС будут иметь лучшие последствия, так как будут затрагивать значительно меньшие территории, на которых располагаются потребители электрической энергии.
* Обеспечивается глубокая предпроектная и проектная проработка для всех этапов осуществления реконструкции вне рамок жестких сроков проведения проектных работ. Такое состояние проектирования позволяет подготовить взвешенный отбор технических решений, произвести их типизацию и провести реконструкцию по сбалансированному и оптимизированному плану всех ее этапов, с возможность получения лучших закупочных цен для оборудования, поставляемого по принятым типовым решениям. Такое состояние проектирования позволяет осуществить глубокую предпроектную и проектную проработку всех нестандартных и специальных решений, обеспечить типизацию изделий по этим решениям с подготовкой и запуском серийного производства таких изделий на территории Приморья
* Обеспечивается системная восприимчивость и востребованность для инновационных решений, создающих эффективные показатели, которые будут качественно влиять на развитие всей энергетики и всей территории Приморья.
Осуществление плана реконструкции по стратегическому направлению комбинированного варианта модернизации ЦЭС.
Такой вариант модернизации обеспечивает уровень реконструкции ЦЭС соответствующий нагрузке потребителя - 2000МВт при:
- требуемом объеме инвестиций - 115 млрд. руб.
- сроках проведения реконструкции - 10 лет
- сроке службы после проведения реконструкции - 20 -30 лет
Преимущества реконструкции по данному плану описаны в предыдущем параграфе.
Реконструкция ЦЭС должна быть осуществлена в несколько этапов. Сроки исполнения этапов по периоду реконструкции даны в таблице 15.
(Табл.15)
Этапы
Период реконструкции
0-12
мес.13-24
мес.25-36
мес.37-48
мес.49-60
мес.61-72
мес.73-84
мес.85-96
мес.97-108
мес.109-120
мес.Этап1Этап2Этап3Этап4Этап5Этап6
Содержание этапов плана реконструкции. Этап 1 - Разгрузка существующей системы ЦЭС Основная цель Этапа 1: Произвести разгрузку системы ЦЭС для снятия угрозы введения режима ограничения электроснабжения При реализации Этапа 1 Плана реконструкции должны быть исполнены следующие задачи:
1. Выбор первоочередных периферийных потребителей с суммарной мощностью нагрузки - 150 МВт для перевода их электроснабжения в режим автономности.
2. Выбор традиционного оборудования ДЭС, его привязка к потребителю, закупка и установка в локальные автономные сети по выбранным объектам энергопотребления. 3. Обеспечение возможности включения к существующему ЦЭС новых потребителей по интегрированному потреблению.
Рис.3
Этап 2 - Предпроектные и проектные проработки по плану реконструкции. Основная цель Этапа 2: Обеспечить модернизацию энергетики продуманными проектными решениями и запустить реконструкцию по выбранному стратегическому направлению комбинированного варианта.
При реализации Этапа 2 Плана реконструкции должны быть исполнены следующие задачи:
1. Исполнение полного объема предпроектных работ, обеспечивающих нормальный ход планирования реконструкции, выбор площадок для установки электростанций автономного электроснабжения и подготовки технических заданий (ТЗ) на исполнение проектных работ по применяемым техническим решениям.
2. Проектная проработка технических решений, обеспечивающая создание типовых энергетических блоков ДЭУ.
3. Проектная проработка технических решений, обеспечивающая объединение типовых блоков ДЭУ в типовые модули электростанций ДЭС с необходимой потребителю мощностью, инфраструктурой. и системой управления.
4. Разработка нестандартных схемных решений, обеспечивающих без синхронизации качественное управление любым количеством ДЭУ, установленных в модулях ДЭС, с усилением надежности электроснабжения, обеспечением высоких показателей электрического тока под нагрузкой потребителя и поддержанием минимального расхода топлива в любом диапазоне изменения нагрузок.
5. Проектная проработка типовых модулей электростанций ДЭС на включение в их инфраструктуру и в единую систему управления типовых блоков и модулей инновационных решений, обеспечивающих резкое снижение расхода топлива на электростанциях.
6. Проектная проработка инновационных технических решений, обеспечивающая создание типовых узлов, агрегатов, блоков и модулей оборудования, работоспособных в заданных ТЗ условиях эксплуатации и в совместной работе с проектируемыми модулями электростанций ДЭС для целей резкого снижения расхода топлива.
7. Согласование технических условий поставок типового оборудования с производителями.
8. Выдача производителям оборудования ТЗ на проработку к поставке узлов оборудования с характеристиками обеспечивающими безусловную согласованную работу поставляемого оборудования с требованиями проектных решений.
9. Исполнение необходимого объема предпроектных и проектных работ, обеспечивающих нормальный ход реконструкции ЦЭС в рамках выбранного плана реконструкции.
Этап 3 - Реконструкция по плану вывода периферийных потребителей в автономное электроснабжение
Основная цель Этапа 3: Продолжить разгрузку системы ЦЭС и обеспечить динамичное подключение к ЦЭС интегрированных потребителей без введения режима ограничения электроснабжения
При реализации Этапа 3 Плана реконструкции должны быть исполнены следующие задачи:
1. Обеспечить ежегодный вывод из ЦЭС по 50 МВт нагрузки периферийного потребителя и перевести данного потребителя на автономное электроснабжение.
2. Обеспечить привязку типовых проектных решений к выбранным площадкам установки электростанций автономного электроснабжения.
3. Подготовить строительные площадки для монтажа энергетического оборудования
4. Обеспечить поставку и прием оборудования на строительных площадках.
5. Произвести монтаж оборудования согласно проекта и ввести его в эксплуатацию.
6. Обеспечить мониторинг строительства и проектный надзор за проведением работ
Этап 4 - Поготовка производства типового инновационного оборудования
Основная цель Этапа 4: Создать производство типового оборудования по инновационным техническим решениям, обеспечивающим резкое снижение топливного ресурса по типовым электростанциям, устанавливаемым у периферийных потребителей для реализации целей реконструкции ЦЭС.
При реализации Этапа 4 Плана реконструкции должны быть исполнены следующие задачи:
1. Подготовка производства осуществляется на базе РКТД, которая будет выпущена в процессе проектирования типовых решений энергетического оборудования по инновационным решениям при прохождении Этапа 2 реконструкции ЦЭС. 2. Подготовка производства осуществляется с тем расчетом, при котором в течение 2-3 лет можно будет выйти на объемы выпуска оборудования в 50 МВт в год с тем, чтобы согласованно исполнить план реконструкции ЦЭС.
3. Проводится обследование машиностроительных и энергетических предприятий Приморья на предмет технологической оснащенности и размещения заказов на изготовление узлов и деталей инновационного оборудования, при этом:
- проводится отбор необходимого производственного оборудования
- осуществляется увязка производственного оборудования в технологический цикл производства
- готовиться необходимая оснастка обеспечения технологического цикла производства
4. Готовятся складские площади и мощности сборочных производств инновационного оборудования
5. Осуществляется подготовка кадров для производства, монтажа и сервисных служб оборудования Этап 5 - Доустановка оборудования по инновационных решениям в соответствие плану вывода периферийных потребителей в автономное электроснабжение.
Основная цель Этапа 5: Снизить не менее, чем на 80% сжигание топлива на электростанциях, установленных у периферийных потребителей в период прохождения Этапа 3 реконструкции с целью обеспечения его автономного электроснабжения
При реализации Этапа 5 Плана реконструкции должны быть исполнены следующие задачи:
1. Обеспечить поставку и прием оборудования на строительных площадках.
2. Произвести монтаж оборудования согласно проекта и ввести его в эксплуатацию.
Этап 6 - Реконструкция по плану модернизации ЦЭС.
Основная цель Этапа 6: Вывести план реконструкции на заданный уровень в 2000 МВт по общей нагрузке потребителя..
При реализации Этапа 5 Плана реконструкции должны быть исполнены все задачи, поставленные проектом реконструкции ЦЭС.
Особенности реконструкции по комбинированного варианту модернизации ЦЭС.
К особенности комбинированного варианта реконструкции можно отнести достаточную универсальность плана на эффективное электроснабжение периферийного и удаленного потребителя энергии при:
- реконструкции отдельных участков ЦЭС с нагрузочной способностью от 1 МВт и выше
- отсутствии технической возможности подключения к ЦЭС
- высокой стоимости подключения к ЦЭС
- сложности определения часовых графиков нагрузки потребителя на ЦЭС
- проблемах по расстоянию и цене доставки топлива к действующим ДЭС
Универсальность данного плана позволяет в короткие сроки обеспечить качественное и относительно недорогое электроснабжение потребителя по различным схемным комбинациям, что позволяет создавать оптимизированную цену на электрическую энергию по всему спектру решаемых задач, относящихся к форме и структуре потребления энергии.
VIII Технические решения, обеспечивающие их универсальную применимость при измененном подходе к реконструкции ЦЭС Учитывая, что измененный подход к реконструкции ЦЭС требует технических решений, которые были бы способны к реализации задачи по автономному электроснабжению потребителей без ограничений и в любом месте на территории Приморья, то это значит, что проектные технические решения должны обладать широкими и универсальными возможностями.
Традиционные ДЭС, как основное универсальное техническое решение для целей автономного электроснабжения потребителей.
Существует широкая альтернатива источников энергии для применения в энергетике. Но не смотря широкий выбор, очень мал список реальных технических решений для организации эффективных автономных электроэнергетических систем различной мощности и степени локализации. Среди этого списка существует единственное традиционное техническое решение в виде ДЭС, которое может применяться, как универсальный способ для осуществления автономного электроснабжения.
Как любое универсальное средство, ДЭС имеют свои положительные и отрицательные стороны. Проектом реконструкции ЦЭС должны быть максимально задействованы все положительные аспекты применения ДЭС. Положительные стороны применения ДЭС, которые должны быть максимально задействованы при реконструкции ЦЭС:
1. Низкие инвестиционные требования.
2. Высокая степень автоматического управления и поддержания энергетического баланса в энергосистеме.
3. Быстрая установка и подключение потребителя к электроснабжению.
4. Возможность работать с двумя фазовыми состояниями энергоносителя -жидкость и газ.
5. Способность к дезинтегрированной генерации для отдельно стоящих зданий и сооружений
6. Достаточная интегрированная мощность для целей электроснабжения крупных потребителей электрической энергии.
ДЭС имеет некоторый перечень отрицательных аспектов при их использовании, устранение которых является одной из целей настоящего проекта
Технические решения, направленные на устранение отрицательных аспектов применения ДЭС.
Современное состояние разработок и предложений в этой области. Основная идея разработок в области реализации устранения отрицательных сторон применения ДЭС - это снижение расхода топлива при организации электроснабжения потребителей в автономном режиме их работы. В основе разработок находится применение ВИЭ
Ветродизельный комплекс Схема применяется с конца 70-х годов.
Данная схема позволяет применять ее на промышленные нагрузки. Для того, чтобы снизить расход топлива, в схему работы ДЭС параллельно включаются традиционные ВЭУ ("ветряные мельницы"). Однако, включенное в параллельную работу дополнительное оборудование, преобразующее ВИЭ в электрическую энергию, обеспечивает компенсацию затрат только по стоимости своей установки, практически, не влияя значительно на конечную стоимость электрической энергии, получаемой в автономной сети. Объясняется это тем, что, с технической точки зрения, схема работоспособна только при постоянной работе ДЭС, что и сказывается на окончательном экономическом эффекте данной схемы.
Гибридные системы
Схема применяется с конца 90-х годов. По сути, схема представляет собой электроэнергетическую когенерационную систему способную работать в автономном режиме с энергией от разнородных энергетических источников для получения потребителем тепловой и электрической энергии из единой системы.
Данная схема применяется для обеспечения режима жилищно-коммунального потребления и имеет экономические ограничения для поддержания промышленных нагрузок в режиме автономной работы. Технологии электро-энергетических комплексов (ТЭЭК технологии)
Схема разработана в середине 90-х годов.
Схема обеспечивает универсальную применимость и создает экономические и экологические показатели, не достижимые для других технических решений. Установленное в схеме дополнительное оборудование, преобразующее ВИЭ в электрическую энергию, способно самостоятельно работать без ДЭС, которая включается в работу только в моменты пассивности ВИЭ при интенсивности потока ВИЭ меньше расчетного. Такая схема работы позволяет сберегать не менее 80% применяемого энергоресурса и обеспечивает устранение всех отрицательных сторон применения ДЭС для целей автономного электроснабжения.
Учитывая высокий уровень эффективности ТЭЭК технологий, они должны быть приняты в проект реконструкции ЦЭС Приморья, как инновационные решения.
Тогда, за счет применения инновационных решений отрицательные стороны ДЭС при работе автономной электроэнергетической системы должны быть устранены или сведены к минимуму.
Отрицательные стороны применения ДЭС, которые должны быть устранены за счет применения инновационных решений при реконструкции ЦЭС: 1. Высокая стоимость электрической энергии относительно применяемого в ЦЭС электроэнергетического тарифа
2. Относительно невысокое качество электрического тока на нагрузке потребителя.
3. Ограничения по минимальной нагрузке потребителя..
IX Организация автономного электроснабжения по стадиям прохождения реконструкции ЦЭС.
В настоящем проекте рассматриваются общие принципы построения автономного электроснабжения потребителей. На базе этих принципов должна быть осуществлена (исполнение Этапа 2 реконструкции ЦЭС) глубокая проектная проработка технических и схемных решений в соответствие техническим регламентам, стандартам, нормам и правилам и с выпуском всей необходимой рабочей исполнительной документации. Организация автономного электроснабжения на всех этапах реконструкции ЦЭС осуществляется в соответствие с подготовленными проектными документами.
Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 1 реконструкции ЦЭС.
Основная цель Этапа 1 определяет специфику схемных решений при переводе потребителей в режим автономного электроснабжения. Эта специфика определяется исполнением технической задачи по разгрузке существующего ЦЭС в срочном режиме. Режим срочного выполнения технической задачи определяется уровенем критической эксплуатации существующей ЦЭС. Поэтому снятие угрозы введения режима ограничения потребления энергии на Этапе 1 реконструкции ЦЭС должно быть осуществлено решениями, которые обеспечат быстрое достижение цели.
Учитывая вышеизложенное, можно определить две базовые схемы, по которым будет реализована техническая задача по разгрузке ЦЭС
Традиционная схема подключения ДЭС к потребителю. Рис.4
к потребителю
Традиционная схема подключения ДЭС к потребителю с использованием оборудовния, улучшающим качество тока под нагрузкой потребителя.
Рис.5
Обе схемы позволяют осуществить быстрый перевод электроснабжения потребителей в автономный режим и обеспечить плановую разгрузку ЦЭС на Этапе 1 реконструкции.
Как видно, схемы используют два вида ДЭУ: основной и вспомогательный. Основная ДЭУ применяется для покрытия пиковых нагрузок потребителя, а вспомогательная ДЭУ должна включаться в момент, когда нагрузки потребителя падают до 30% и ниже.
Выбор площадок для применения этих схемных решений должен осуществляться из условия наибольшей приближенности электростанций к потребителю. Это условие определяется тем, что необходимо избегать установки дополнительного оборудования по преобразованию электрической энергии и напрямую работать с напряжениями электрического тока по установленным у потребителя токоприемникам. Это значит, что при проектировании этих схемных решений проектировщик должен уделить особое внимание звукоизоляции и шумоподавлению.
Очевидно, что обе схемы перевода потребителя в режим автономного электроснабжения могут быть хорошо восприняты на действующих промышленных предприятиях, что позволит с наилучшей эффективностью обеспечить разгрузку существующей системы ЦЭС, оставив теплоснабжение таких предприятий в режиме централизованной подачи. Это положительно скажется на общем энергетическом балансе ЦЭС.
Проектные работы на Этапе 2 реконструкции ЦЭС
Проектные работы имеют две составляющие: - предпроектные работы - непосредственное проектирование с выпуском комплекта рабочей документации, по которой осуществляется реконструкция ЦЭС на всех ее этапах
Стоимость проведения всего объема проектных работ можно оценить как  0,2% от стоимости реконструкции по традиционному плану централизации
Предпроектные работы.
Очень важный элемент проектирования. Исполнение этих работ определяет темп и качество проведения реконструкции ЦЭС.
Предпроектные работы обеспечивают сбор необходимого объема информации для успешного осуществления всех проектных работ и выпуска исполнительной документации проведения реконструкции ЦЭС. Среди общего объема предпроектных работ должно быть исполнено:
- составление перечня объектов энергопотребления для их перевода в режим автономного электроснабжения
- обследование объектов энергопотребления по составленному перечню и предварительный выбор площадок строительства автономных электростанций
- определение суточных графиков потребления электрической энергии на объектах согласно перечня
- определение суточных графиков нагрузки потребителя на объектах согласно перечня
- определение энергетического потенциала ВИЭ на объектах согласно перечня
- подготовка ТЗ на осуществление проектных работ
- предварительный отбор поставщиков оборудования и согласование тех. условий на поставляемое оборудование
- подготовка ТЗ на поставку оборудования согласно требованиям проектных решений
Проектирование
Проектирование осуществляется с учетом внедрения в план реконструкции ЦЭС инновационных элементов с соответствующими схемными решениями. В основе проектирования находится проектная проработка на условия Приморья ряда технических решений для создания автономных электроэнергетических систем по схеме бинарного состояния системы. Бинарное состояние электроэнергетической системы было запатентовано в 2000 году, как способ бесперебойного электроснабжение потребителей. Такое состояние электроэнергетической системы способно эффективно воспринимать генерацию электрической энергии в автономные электроэнергетические системы как от традиционных источников, так и от ВИЭ, и управлять любым количеством разнородных генерирующих источников, создавая высокие параметры качества электрического тока под нагрузкой потребителя
Общая задача проектирования - создание типовых проектных решений для автономных электроэнергетических систем бинарного состояния на условия их применения для реконструкции ЦЭС в Приморье . Такая постановка задачи создает условия для быстрого осуществления реконструкции и значительного снижения расходов на приобретаемое оборудование.
Типовые решения должны быть заложены в разработку типовых модульных электростанций, которые были бы способны согласованно работать с типовым инновационным оборудованием. Также типовые решения должны быть заложены в систему управления для организации автоматического управления любым количеством элементов типового генерирующего оборудования., которое будет в автоматическом режиме суммарно создавать мощность, соответствующую запросу по нагрузке потребителя.
Проектирование с применением традиционных ДЭУ. Типовые блоки генерации ДЭУ.
До тех пор, пока не будут собраны и обработаны данные по реальным объектам электроснабжения, выводимым из системы ЦЭС, можно руководствоваться тем обстоятельством, что для успешной реконструкции ЦЭС будет достаточно три типа блоков генерации ДЭУ. При этом, как видится, мощности блоков ДЭУ в 1 кВт, 30 кВт и 100 кВт, объединенные в типовые модули, покроют все потребности энергоснабжения объектов, выводимых из ЦЭС.
Типовые модули генерации из блоков ДЭУ.
Типовые модули генерации создаются на базе типовых блоков генерации ДЭУ и являются основой для проектирования типовых электростанций.
До тех пор, пока не будут собраны и обработаны данные по реальным объектам электроснабжения, выводимым из системы ЦЭМ, можно предположить, что типовой модуль генерации может объединить 30-100 типовых блоков генерации ДЭУ.
Рис.6
Проектирование типовых электростанций ДЭС.
Типовые электростанции ДЭС проектируются на базе типовых модулей генерации, собранных из типовых блоков ДЭУ. Проектированием типовых электростанций ДЭС создается вся необходимая инфраструктура, обеспечивающая работоспособность электростанции. Проектная проработка типовой электростанции проводится в соответствие действующим техническим регламентам, стандартам, нормам и правилам для проектирования электростанций на базе ДЭС. Проектная проработка типовой электростанции должна проводиться с учетом объединения работы нескольких типовых электростанций в единый комплекс для создания необходимой мощности по запросу потребителя на соответствующую нагрузку.
При проектировании типовых электростанций должна быть введена инновационная составляющая по схемным решениям, определяемая бинарным состоянием электроэнергетической системы. Такие схемные решения позволят осуществить эффективную работу электростанции по двум направлениям:
- обеспечить эффективную самостоятельную работу с запуском традиционных блоков ДЭУ в совместную работу без осуществления режима синхронизации - - обеспечить эффективную совместную работу с инновационными решениями по генерации электрической энергии от ВИЭ
Рис.7 Проектирование инновационных решений по технологиям электро-энергетических комплексов (ТЭЭК технологиям).
ТЭЭК технологии, как инновационное решение, были разработаны по поручению Правительства Республики Карелия в 1995-96 г.г. и в 1997 году легли в основу принятой в Республике программы по развитию малой энергетики в районах без централизованного энергоснабжения. В 1998 году технологии были приняты базовыми проектными решениями по федеральной программе "Беломорье" . В 2004 году технологии были номинированы на Национальную Экологическую Премию. В 2007 году технологии в составе проекта "Экополис" стали финалистом конкурса "Российский дом будущего".
Основная задача проектирования - решение сложных проблем работы любых объектов АСЭВИЭ посредством применения специальных технических и конструктивных решений, которыми уникальная работа каждого из объектов АСЭВИЭ, расположенных в границах рассматриваемой территории выводится на уровень типовых решений. Отсюда, в постановке задачи на создание ряда типовых решений при проектировании - минимизация типового ряда энергетического оборудования, которым энергетический потенциал ВИЭ территории должен быть эффективно преобразован в полезную энергию, подаваемую под нагрузку потребителя.
Общие проблемы, с которыми сталкиваются разработчики при примении традиционных технических решений для целей создания АСЭВИЭ.
Ограничения применения первичных ВИЭ при организации электроэнергетических систем связаны с проблемой нестабильности этих энергетических источников и с проблемой управляемости энергией в энергосистеме. Происхождение проблемы "нестабильности" первичных ВИЭ вызвано природными физическими явлениями, связанными с солнечной активностью. Происхождение проблемы "управляемости энергией" в энергосистеме вызвано рассогласованием между неалгоритмизируемой вариативностью электрической мощности, подаваемой в энергосистему от нестабильных ВИЭ, и неалгоритмизируемой вариативностью нагрузки потребителя, подключенного к энергосистеме. Обе эти проблемы создают непреодолимые барьеры для получения конкурентоспособной цены электрической энергии в АСЭВИЭ с традиционными схемами построения и резко ограничивают применение ВИЭ, как доступного, недорого и экологически безопасного энергоресурса.
Инновационные технических решений для целей создания АСЭВИЭ.
Для преодоления существующих барьеров при создании АСЭВИЭ в начале-середине 90-х был проведен комплекс научно-исследовательских и проектно-конструкторских работ по созданию электроэнергетических комплексов (ЭЭК), как основного технического решения при организации АСЭВИЭ, использующего энергию ветра и водного потока в качестве главного энергоресурса в электроэнергетической системе.
ЭЭК - это способный к реализации АСЭВИЭ комплекс оборудования различного вида, функционирование которого обеспечивает возможность преобразовывать энергию ВИЭ в стабильную электрическую энергию, с выдачей этой энергии под нагрузку потребителя в необходимой ему форме и структуре потребления. ЭЭК стало основой для реализации способа бесперебойного электроснабжения потребителей от АСЭВИЭ, а комплекс технических решений, которыми поддерживается работоспособность этого способа стал называться ТЭЭК технологиями.
Требования, обеспечивающие работоспособность АСЭВИЭ и снимающие ограничения в рамках общих проблем применения ВИЭ.
Переход к ЭЭК позволил реализовать две фундаментальные задачи, которые ранее в условиях традиционных подходов к построению энергосистем не удавалось решить при разработке АСЭВИЭ. Во-первых, это стабилизация энергии ВИЭ на уровне минимально достаточном для удовлетворения всех энергетических нужд потребителя. Во-вторых, это осуществление автоматического управления всеми процессами в энергосистеме через энергобаланс, который является достаточным интегрировано-комплексным инструментом управления. Реализация указанных фундаментальных задач опирается на жесткие требования, обеспечивающие всю совокупность физических и технологических процессов происходящих в АСЭВИЭ:
1. Выбор расчетной скорости и стабилизация ВИЭ.
2. Дезинтеграция генерирующих мощностей 3. Операционные изменения состояния электрического тока
4. Объем буферного накопления энергии
5. Последовательность технологических процессов
Выбор возобновляемого источника энергии (ВИЭ) для решения прооектных задач.
Для целей реконструкции ЦЭС Приморья в качестве основного энергоресурса, применяемого для решения задачи по электроснабжению потребителей от АСЭВИЭ, доложен быть выбран энергоресурс ВИЭ, получаемый от энергии движения воздушных масс.
Выбор энергии движения воздушных масс, как ВИЭ в качестве основного энергетического ресурса имеет ряд предпочтений, среди которых:
* Его повсеместность и доступность.
* Высокая степень экологической безопасности. * Низкая стоимость оборудования для выработки электрической энергии. Стоимость в производстве типовых блоков генерации электрической энергии будет находится в рамках € 300-400 за 1 установленный киловатт мощности по генерации ( при сравнении со стоимостью блоков генерации солнечных батарей - € 3000-6000 за 1 установленный киловатт мощности по генерации). * Возможность установки типовых энергоблоков (ЭБ) вертикально в высоту, что радикально снизит (например, по сравнению с солнечными батареями) площадь занимаемой поверхности под установку генерирующего оборудования для обеспечения работы АСЭВИЭ.
Разработка АСЭВИЭ в рамках определенных требований.
Требование 1 - Выбор расчетной скорости и стабилизация ВИЭ.
Данное требование жестко накладывает ограничение на выбор расчетного параметра скоростного потока ВИЭ по наиболее часто воспроизводимому природой в месте установки АСЭВИЭ.
Реальная средневзвешенная скорость ветра, воспроизводимая природой около земной поверхности, в основном, находится в диапазоне 3-7 м/сек. Поэтому, в зависимости от места установки, выбор расчетной скорости ветра для расчета АСЭВИЭ должн находиться в диапазоне 3-7 м/сек.
В традиционных ветродизельных комплексах расчетная скорость ветра, при которой ВЭУ выходит на номинальный режим генерации находится в диапазоне 10-15 м/сек, что создает необходимость устанавливать традиционные ВЭУ на высоту 30-70 м от поверхности земли. В этих условиях скорости воздушных потоков могут достигать значений, необходимых для запуска ВЭУ в режим номинальной генерации. Тогда рабочая характеристика для традиционной ("ветряная мельница") ВЭУ, находящейся в параллельной работе с ДЭС будет иметь следующий общий вид: N (мощность) Рис.8 Мощность
(по номинальной
генерации)
Vрасч.= 10-15 м/сек V (скорость ветра)
(диапазон выхода на номинальную генерацию)
Характер рабочей характеристики традиционной ВЭУ ветродизельного комплекса, находящейся в параллельной работе с ДЭС, таков, что не позволяет даже оценить ту реальную мощность, которая будет выдана ВЭУ в АСЭВИЭ под нагрузку потребителя, т.к. в любой реальный момент времени точка выдаваемой мощности может находиться в любой из точек на кривой рабочей характеристики.
Реализация требования 1 при проектировании АСЭВИЭ должна осуществляться за счет специальных конструктивных решений энергоблоков (ЭБ), которыми создается иная рабочая характеристика ВЭУ, обеспечивающая стабилизацию энергии ВИЭ так, что на одном ЭБ, снимаемая энергия ВИЭ, всегда будет Еэб = const, при любых изменениях скорости потока ВИЭ в диапазоне V ≥ Vрасч. То есть, рабочая характеристика должна иметь следующий вид:
Рис.9
N (мощность)
Мощность
(по номинальной
генерации) V (скорость ветра)
Vрасч..= 3-7 м/сек
(диапазон выхода на номинальную генерацию)
Принципиальные конструктивные решения, обеспечивающие создание специальной рабочей характеристики ЭБ
В ТЭЭК технологиях применяется три конструктивных вида ЭБ, работающих с движением воздушных масс, которые имеют различные энергетические показатели, но способны к реализации требования 1 с созданием специальной рабочей характеристики.
ЭБ второго поколения ТЭЭК технологий Рис.10
В ЭБ второго поколения ТЭЭК технологий применяется специальный вид турбопривода, заключенного в статорную часть. Турбопривод представляет собой симбиоз двух известных типов турбин. Такое исполнение турбопривода позволяет произвести расчет проточной части турбопривода так, что в совместной работе со статором обеспечивается "запирание" воздушного потока и его стабилизация по скорости при прохождении через ЭБ. Эти конструктивные особенности позволяют поддерживать постоянную рабочую скорость потока V = Vрасч = const на рабочем органе ЭБ при скоростях наружного движения воздушной массы V ≥ Vрасч. и создают условия для работы ЭБ по рабочей характеристике, обеспечивающей исполнение требования 1.
Также, для дополнительной стабилизации воздушного потока может быть использован статор ЭБ. Конструкция статора позволяет устанавливать специальные заслонки, которые могут в автоматическом режиме, используя энергию движения окружающего воздуха, изменять площадь проходного сечения для движения потока на рабочий орган ЭБ.
ЭБ четвертого поколения ТЭЭК технологий Рис.11
В качестве ЭБ четвертого поколения ТЭЭК технологий применяется вихревая ветроэнергетическая установка (ВВЭУ) Стабилизация скорости воздушного потока, проходящего через ЭБ и создающего вихрь со стабильными энергетическими параметрами обеспечивается специальными конструкциями сопловой и дефлекторной частей ВВЭУ. Поддержание стабилизированного состояния вихря производится системой автоматики за счет автоматического изменения проходного сечения сопла и дефлектора в соответствие изменению скорости воздушного потока перед ЭБ. Эти конструктивные особенности позволяют поддерживать постоянную рабочую мощность N = Nрасч = const на рабочем органе ЭБ при скоростях наружного движения воздушной массы V ≥ Vрасч. и создают условия для работы ЭБ по рабочей характеристике, обеспечивающей исполнение требования 1.
Вихревая ветроэнергетическая установка "ВВЭУ" - принципиально новая разработка безлопастной ветроэнергетической установки, основным элементом которой является генератор вихря. Генератор вихря - устройство, преобразующее равномерный поток ветра в вихреобразные струи и являющееся концентратором мощности, организующим и аккумулирующим энергию ветра и низкопотенциальных тепловых потоков воздуха (аналогично тому, как в природных условиях кинетическая энергия ветра, распределенная в значительном объеме потока, концентрируется до огромных величин в компактном ядре природного смерча). Принцип работы ВВЭУ поясняет рис. 12
Рис.12 Рис.12
Технические решения по ВВЭУ защищены патентами РФ № 2093702, № 2073111, № 2093762. Рабочие характеристики ВВЭУ были сняты в процессе трубных испытаний в аэродинамической трубе ЦАГИ (имеется научно-технический отчет) на модели ВВЭУ размером 200Х200. Общий вид модели представлен на рис.13 , На рис.14 представлена рабочая характеристика модели, пересчитанная на мощность 0,5 кВт без учета масштабного эффекта. Для обеспечения наглядной сравнимости с аналогами традиционных ВЭУ на график нанесены их рабочие характеристики. Рис.14
Рабочая характеристики наглядно показывает, что мощность N, стабилизированная ВВЭУ на скорости ветра V= 5 м/сек, практически, в 10 раз или 10:1 превышает мощность традиционных ВЭУ, вырабатываемую ими на этой скорости ветра. При учете масштабного эффекта это соотношение достигнет 20:1 при аналогичных массовых и габаритных характеристиках в сравнении с традиционными ВЭУ.
ЭБ пятого поколения ТЭЭК технологий
В качестве ЭБ пятого поколения ТЭЭК технологий применяется вихревая ветроэнергетическая установка с усиленными параметрами вихреобразования (ВВЭУ-У).
ВВЭУ-У имеет более мощные энергетические показатели по сравнению с ВВЭУ, что позволит сузить диапазон расчетной скорости ветра с 3-7 м/сек до 3-4 м/сек и типизировать ВЭУ по меньшему ряду типоразмеров при проектировании АСЭАИЭ. ВВЭУ-У имеет ряд новых конструктивных решений и в настоящее время является элементом "KNOW-HOW", поэтому будет патентоваться при запуске проекта реконструкции ЦЭС. Проектирование ЭБ для целей АСЭВИЭ
В зависимости от рода решаемых задач при реконструкции ЦЭС, в разрабатываемых АСЭВИЭ могут быть применены и спроектированы типоразмеры ЭБ по всем трем конструктивным видам, указанным в настоящем разделе. Все три вида ЭБ, в отличие от традиционных "ветряных мельниц", не создают инфразвука, опасного для здоровья человека
Особенностью проектирования ЭБ является предпроектная проработка вида и типоразмера ЭБ, основанная на тщательном исследовании энергетического потенциала ВИЭ и характера нагрузок потребителя на территории установки АСЭВИЭ.
Требование 2 - Дезинтеграция генерирующих мощностей
Данное требование необходимо для создания важного условия по обеспечению энергетического баланса в АСЭВИЭ
Энергетический баланс является важнейшей функцией любой энергетической системы, так как нарушение энергобаланса в системе способно вывести ее из строя с отключением потребителей от электроснабжения и с аварийным выводом из эксплуатации источников, генерирующих электрическую энергию. В АСЭВИЭ поддержание энергобаланса - это сложное и дорогостоящее мероприятие. При работе АСЭВИЭ с таким энергоносителем, как движение воздушной массы, энергобаланс, вследствие высокой нестабильности ВИЭ, не может быть обеспечен простой формулой балансировки энергии:
Енп = Еэб =var или dЕнп/ dt - dЕэб/ dt = 0, (1) где
Енп - энергия на нагрузке потребителя
Еэб - энергия, производимая энергоблоком
Неспособность формулы (1) к поддержанию энергобаланса в АСЭВИЭ говорит о том, что энергобаланс не может быть обеспечен за счет мощности, которая способна поддержать пиковые нагрузки потребителя, но интегрирована в единичном агрегате ЭБ и, тем более, при стабилизированном ВИЭ на ЭБ.
Однако, ЭБ со стабилизированным ВИЭ будет способен выполнит функцию поддержания энергобаланса, если формула энергобаланса будет описывать иную ситуацию:
i i Енп =∑Еэб =var или dЕнп/ dt - d∑Еэб/ dt = 0 при i  n (2)
0 0
n - количество энергоблоков в системе
Это значит, что условие по обеспечению энергетического баланса в АСЭВИЭ при вариативно изменяемой энергии потребления, может осуществляться определенным множеством ЭБ, которое способно суммарно обеспечить пиковую нагрузку потребителя.
Таким образом, формула (2) однозначно определяет состояние АСЭВИЭ, при котором условие поддержания энергетического баланса в системе должно осуществляться через требование дезинтеграции генерирующей мощности в определенном множестве ЭБ с суммарной мощностью, определяемой пиковой нагрузкой потребителя.
Очевидно, что требование по обеспечению энергобаланса в АСЭВИЭ не может быть выполнено при применении традиционных ВЭС. Учитывая, что традиционные ВЭУ не способны к самостоятельной работе в АСЭВИЭ и что ДЭС способно управлять только 1-2 единицами ВЭУ, то интегрирование мощности в единичный ветроагрегат ВЭУ становиться абсолютной неизбежностью. А это значит, что абсолютно неизбежно ВЭУ должна работать в диапазоне скоростей воздушного потока 10-15 м/сек для выхода на режим номинальной генерации. Также, это значит, что перевод ВЭУ в номинальную работу со скоростью ветра 3-7 м/сек с дезинтеграцией (разукрупнением) ВЭС на определенное множество агрегатов, способных обеспечить суммарную мощность, требуемую потребителю, не представляется возможным в принципе.
Проектирование ЭБ для целей обеспечения энергобаланса в АСЭВИЭ
В ТЭЭК технологиях ЭБ проектируются как типовые элементы АСЭВИЭ. До тех пор, пока не будут собраны и обработаны данные по реальным объектам электроснабжения, выводимым из системы ЦЭС, можно руководствоваться тем обстоятельством, что для успешного поддержания энергобаланса в работе АСЭВИЭ типовой ЭБ должен иметь номинальную мощность, не превосходящую 1-5 % от пиковой мощности по нагрузке потребителя. Тогда при общем количестве ЭБ равном "n", все ЭБ должны иметь одинаковую номинальную мощность Nэб , т.е.:
Nэб =Nэб1 = Nэб2 = Nэб3 =.....Nэбi = Nэб i+1..... = Nэбn-1 = Nэбn
При этом условии энергобаланс в любой момент работы АСЭВИЭ будет поддерживаться включением в работу и выключением из работы определенного количества ЭБ с суммарной мощностью, соответствующей реально востребованной нагрузке потребителя Nнп в любой момент времени, т.е.:
n n
Nнп =∑Nэб - ∑Nэб (3)
0 i Особенности проектирования АСЭВИЭ по требованию 2
Требование 2 создает характерные особенности проектирования и работы АСЭВИЭ по ТЭЭК технологиям, которые будут труднодостижимыми для традиционных решений.
В результате исполнения требования 2 появляется возможность:
- управлять любым множеством ЭБ в АСЭВИЭ,
- обеспечивается серийность производства ЭБ,
- гармонизируется разработка типоразмера ЭБ с окружающей средой, обеспечивая архитектурное единство пространства.
Требование 3 - Операционные изменения состояния электрического тока
Данное требование определяет способ функционирования АСЭВИЭ.
ТЭЭК технологии обеспечивают эффективный способ функционирования АСЭВИЭ в рамках бинарного состояния энергосистемы. Комбинированный вид энергосистемы создается посредством оборудования ЭЭК, а технологические процессы обеспечивают операционные изменения электрического тока, преобразуя носитель энергии в то состояние, в котором обеспечивается и эффективная управляемость АСЭВИЭ, и выдача энергии потребителю в необходимом ему качественном состоянии. . Перевод АСЭВИЭ на бинарное состояние позволяет:
- уйти от жесткого влияния частотных характеристик электрического тока на управление энергосистемой (как это происходит в традиционно выстраиваемых энергосистемах, - сделать управление энергобалансом ключевым инструментом для управления АСЭВИЭ. Операционное изменение состояния электрического тока показано на рис.15
Рис.15 Рис. 15 Операционное состояние электрического тока
Особенности проектирования АСЭВИЭ по требованию 3
Требование 3 создает особенности проектирования для работы АСЭВИЭ, при которых проектировщик может использовать возможность для подключения токоприемников потребителя с применением различных стандартов тока внутри энергосистемы без применения дополнительного энергетического оборудования. При этом, применяя эту особенность при проектировании АСЭВИЭ, можно, определенным образом, снизить капитальные затраты, как по устанавливаемому оборудованию, так и по прокладке линий электропередач. Требование 4 - Объем буферного накопления энергии
Данное требование необходимо для обеспечения переходных процессов в АСЭВИЭ.
В отличие от традиционных схемных решений, где накопление энергии в аккумуляторы - это всего лишь вид применения балластной нагрузки, ТЭЭК технологии организуют буферное накопление энергии, которое необходимо для обеспечения высокого качества электрической энергии, подаваемой под нагрузку потребителя в моменты переходных процессов работы силового оборудования АСЭВИЭ. Также, накопление электрической энергии в буфере играет важнейшую роль в управлении энергобалансом в любой момент работы АСЭВИЭ, обеспечивая . бесперебойность электроснабжения потребителя.
Проектирование АСЭВИЭ для нужд организации буферного накопления энергии Объем буферного накопления энергии имеет расчетное значение, которое определяется при проектировании АСЭВИЭ. До тех пор, пока не будут собраны и обработаны данные по реальным объектам электроснабжения, выводимым из системы ЦЭС, можно руководствоваться тем обстоятельством, что для успешной работы энергосистемы в проект АСЭВИЭ должен закладываться объем буферного накопления равный 1-3% от среднесуточного потребления энергии.
Требование 5 - Последовательность технологических процессов
Данное требование определяет алгоритм работы АСЭВИЭ
ТЭЭК технологии обеспечивают бесперебойное электроснабжение потребителей от энергосистем, работающих с ВИЭ, по алгоритму работы способа, который запатентован в 2000 году,
На рис.16 представлена блок-схема, работоспособность которой обеспечивается ТЭЭК технологиями.
Рис.16
Способ бесперебойного
электроснабжения потребителей электроэнергетической системы, работающей на возобновляемых источниках энергии
Специальные типовые установки для ВИЭ Инвертор
Генератор
Vз Выпрямитель
Накопитель
Стабилизатор напряжения
Потребитель
Проектирование АСЭВИЭ в соответствие способу.
Проектирование АСЭВИЭ ведется на основании ТЗ с учетом данных, полученных на стадии предпроектных работ. При проектировании создается система автоматического управления, которая обеспечивает работу АСЭВИЭ без участия человека на основании алгоритма, закладываемого в управляющие элементы создаваемой электроэнергетической системы Алгоритм управления определяется характером нагрузок потребителя, энергетическим потенциалом ВИЭ и рабочей характеристикой типового ЭБ, разработанного для территории установки АСЭВИЭ Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 3 реконструкции ЦЭС.
На Этапе 3 продолжается ежегодная разгрузка ЦЭС с выводом в режим автономного электроснабжения потребителей с суммарной нагрузкой в 50 МВт. На Этапе 3 обеспечивается привязка типовых решений электростанций к выбранным площадкам с доработкой блоков управления до требования объединения работы типовых электростанций ДЭС в комплекс, суммарно обеспечивающий пиковую нагрузку потребителя. Система управления, также, настраивается на совместную работу с генерацией электроэнергии от ВИЭ. На Этапе 3 производится установка типовых электростанций ДЭС, подключение потребителей к электроснабжению и готовятся площадки для установки инновационного оборудования, исполняемого по ТЭЭК технологиям. Все работы на Этапе 3 ведутся согласно принятым проектным решениям.
Рис.17
Рис.17 - Установка типовых ДЭС на площадке электростанции
Перевод потребителей в режим автономного электроснабжения на Этапе 5 реконструкции ЦЭС.
На Этапе 5 на площадках электростанций (или в специально выбранных иных местах) для совместной работы с ДЭС проводится установка типовых блоков ЭБ по инновационным решениям, которые будут производиться в процессе прохождения Этапа 4 реконструкции. Типовые блоки ЭБ включаются в совместную работу через ранее установленные на Этапе 3 блоки управления. Чем и организуется совместная работа традиционного и инновационного оборудования, обеспечивая высокие параметры экономической и экологической эффективности комбинационного варианта реконструкции ЦЭС Приморья.
Этап 5 завершает перевод потребителей в режим автономного электроснабжения и обеспечивает резкое снижение расходов по проведению Этапа 6 реконструкции ЦЭС Рис.18
Рис.18 - Автономная электроэнергетическая система на базе типовых блоков, исполненных по комбинированным решениям с применением инноваций.
Заключение.
В современном мире постановка задачи на развитие не может быть признана правомерной, если такая задача ставиться без учета состояния ключевого сегмента экономики - электроэнергетики.
Пример настоящего проекта показывает, что территории России будут безнадежно отставать от современных требований развития, так как все ключевые показатели электроэнергетического сектора не имеют конкурентоспособных величин, которые способны создать конкурентоспособную среду. А так как развитие рынка определяется состоянием конкурентоспособной среды, то отсутствие конкурентоспособных показателей в электроэнергетике становится существенным фактором торможения экономического развития.
Необходимо понимать, что экономический рост, показываемый региональными экономиками в до-кризисный период, создавался за счет ресурсного состояния энергетики, созданной в советский период. Однако, в последние 2-3 года отсутствие резерва в электроэнергетическом секторе стало негативно сказываться на всех отраслях экономики и на развитии территорий. Поэтому вопрос о реконструкции всех региональных энергосистем - первостепенный вопрос дальнейшего развития. При этом, введение в ЦЭС дополнительных мощностей генерации электрической энергии не имеет никакого отношения к реконструкции ЦЭС, т.к. полной реконструкции требует вся транспортная система ЦЭС.
Настоящий проект показывает, что проведение реконструкции региональных электроэнергетических систем по традиционным централизованным схемным решениям неизбежно приведет к росту энергетического тарифа на территориях не менее, чем в 2 раза. При этом, ограничение в электроснабжении так же станет неизбежным следствием проводимой реконструкции по схеме централизации. Значительный рост тарифов на отпуск электрической энергии, при ограничении в электроснабжении, не только уничтожит конкурентную среду, но создаст широкий всплеск недовольства у всех субъектов - пользователей электрической энергией. Необходимо учитывать, что государственные субсидии не будут способны удержать ситуацию под контролем: таких средств на покрытие издержек у государства, просто, нет и не будет.
Отсюда, первой сутью проекта является то, что реконструкцию территориальных ЦЭС можно осуществить на базе дополнительных технических решений, результатом применения которых будет:
* Снижение требуемых инвестиций в 3-5 раз.
* Снятие ограничений на электроснабжение потребителей при реконструкции ЦЭС.
* Практическое отсутствие роста тарифа на приобретаемую электрическую энергию. * Обеспечение условий для развития территории региона с созданием полноценной конкурентоспособной среды.
* Обеспечение лояльности субъектов потребления электрической энергии к проведению реконструкции ЦЭС.
* Создание условий для высокой экологической безопасности воздействия электроэнергетической системы на окружающую среду.
Второй сутью проекта является то, что принципы и технические решения, заложенные в схемные предложения реконструкции, создают условия для применения проектных идей инвесторами различного уровня и организациями, ведущими строительство в условиях с ограниченными возможностями и непомерными обременениями для подключения к ЦЭС.
Проектные решения позволяют сегодня внедрить проектные идеи в проекты обеспечения электрической энергией, как отдельно стоящие здания и сооружения, так и производства и отдельно стоящие поселки. В реальных условиях настоящего времени эти решения могут оказаться более дешевыми и с лучшими показателями для применяемых инвестиций. При этом качество электроснабжения, безусловно, окажется выше, а стоимость электрической энергии по просматриваемой перспективе работы объектов - будет ниже, даже при условии внедрения инноваций.
.
1
Автор
hoodriver
Документ
Категория
Без категории
Просмотров
216
Размер файла
2 976 Кб
Теги
proekt
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа