Незбалансованість структури генеруючих потужностей в ОЕС України із достатньо низьким рівнем маневрових потужностей ГЕС і ГАЕС перешкоджає регулюванню добового графіка навантаження, проходженню нічних провалів навантаження, забезпеченню аварійних та частотних резервів, що призводить до зниження стійкості і надійності роботи ОЕС України. За цих умов регулювання значної частини діапазону добового графіка навантаження здійснюється вугільними блоками ТЕС, потужністю 200 - 300 МВт, що були спроектовані для базового режиму навантаження з діапазоном регулювання 20 - 30 % від номінальної потужності. Щоденно диспетчерами станцій відключається до 10 енергоблоків для проходження нічного провалу навантаження енергосистеми, із подальшим їх включенням до мережі на ранковий та вечірній максимуми навантаження, що приводить до значних перевитрат палива (до 300 тис. тонн умовного палива на рік). Розглянуто нові напрямки реалізації процесів управління режимом навантаження енергосистеми у нічні години доби, засновані на принципах автоматичного управління потужностями навантаження сучасних електротермічних споживачів-регуляторів. Головною перевагою застосування електротермічних споживачів-регуляторів буде те, що завдяки їх застосуванню у години нічного провалу ГЕН буде створений заданий мінімальний рівень навантаження енергосистеми. Це сприятиме усуненню існуючої проблеми в енергосистемі щодо необхідності тимчасового відключення частини маневрових енергоблоків ТЕС у години нічного провалу навантаження. Крім того, стане можливим зменшити в енергосистемі і загальну кількість енергоблоків ТЕС, що працюють в маневрових режимах, чим сприяти подовженню ресурсу їх роботи.

Узагальнено основні результати наукової роботи "Пріоритетні напрями трансформації структури генеруючих потужностей ОЕС України для об'єднання з енергосистемою Євросоюзу", яка виконувалась в Інституті загальної енергетики НАН України в межах цільової програми наукових досліджень НАН України "Науково-технічні та економічні проблеми забезпечення спільної роботи Об'єднаної енергетичної системи України з об'єднанням енергосистем європейських країн ("Об'єднання")". В ній визначено три головних пріоритети розвитку електроенергетичного комплексу країни, з урахуванням задекларованого курсу на приєднання ОЕС України на паралельну роботу з енергосистемами ЄС, а саме: економічно обгрунтована мінімізація ціни на електроенергію для споживачів; підвищення маневрових можливостей енергосистеми країни та вирішення екологічних проблем в тепловій енергетиці. Наведено основні результати аналізу двох альтернативних стратегій розвитку енергетики України - економічно доцільна (ЕДС), яка значною мірою відповідає положенням Енергетичної стратегії України на період до 2030 р., схваленої у 2006 р., та стратегія прискореного розвитку відновлювальних джерел виробництва електроенергії (ВДВЕ) - СПР_ВДВЕ, яка після запровадження значних пільг для їх розвитку в країні фактично реалізується в країні в данний час. Показано, що з екологічної та економічної точки зору реалізація СПР_ВДВЕ є значно гіршим рішенням, ніж реалізація ЕДС. В цьому разі за умов України існують значні ризики при подальшому прискореному розвитку ВДВЕ - зниження надійності енергопостачання, стрімке зростання цін на електроенергію, відток валюти з країни тощо.

Одной из главных причин неудовлетворительного развития систем энергообеспечения на базе местных топливно-энергетических ресурсов в регионах является отсутствие научных разработок и рекомендаций методологического плана по разработке и осуществлению соответствующих региональных целевых программ. Проанализированы методологические аспекты и предпосылки для развития систем энергообеспечения регионов (районов), составных частей проблемы и конечных целей, а также выработке общей стратегии и порядка ее реализации силами и возможностями органов местного самоуправления в условиях отсутствия источников финансирования. Конкретизированы такие базовые понятия, как "проблема" и "цель", определена их взаимосвязь с процессом поиска соответствующих решений. Подчеркнута необходимость подготовительного этапа целевой программы, в рамках которого осуществляется организационное становление процесса ее реализации. Предложены подходы фрагментарного последовательного развития и прогрессивного финансирования, обеспечивающие минимизацию рисков и исключающие неопределенность успешного завершения программы.

Вибір оптимальної марки вугілля для ТЕЦ під час переведення їх котлоагрегатів на пиловугільне спалювання здійснюється за допомогою формулювання задачі багатокритеріальної оптимізації для системи котел - вугільне паливо. Запропоновано сукупність частинних критеріїв оптимальності для оцінки ефективності функціонування ТЕЦ під час спалювання вугілля в котлі. На основі аналізу та оцінки ступеня впливу основних параметрів енергетичного вугілля на показники роботи ТЕЦ для математичного моделювання вибрано фізико-хімічні, теплотехнічні та економічні характеристики - зольність, вміст сірки, волога, теплота згорання, ціна продукції та коефіцієнт доступності - частка виду вугільної продукції в сукупному обсязі вітчизняного товарного вугілля. Для визначення узагальненого критерію оптимальності системи використано принцип крайнього песимізму (критерій Вальда). Оптимальним вважається вид вугільної продукції, для якого мінімальна оцінка за одним із частинних критеріїв є максимальною у переліку цих видів. Таким чином досягається рівноправність впливу окремих критеріїв на результат вибору. Розглянуто приклад застосування розробленої моделі до вибору оптимальної марки палива під час переведення на спалювання вугілля котла БКЗ-420-140НГМ. Для оцінки ефективності паливозабезпечення ТЕЦ використано вісім технологічних, теплотехнічних та фізико-хімічних, цінових показників вугільної продукції власного виробництва та шість - для імпортованого вугілля.

Індекс рубрикатора НБУВ: З27-051 + З271 + У542.152.46 + У9(4УКР)421.524.6

Рубрики:

Електричні (енергетичні) системи

Об'єднані електричні системи

Світовий ринок електричної і теплової енергії. Енергетичний ринок (енергоринок)

Економіка окремих країн і частин світу

Шифр НБУВ: Ж70419 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Наведено аналіз вітчизняного законодавства та нормативної бази стосовно забезпечення радіаційної безпеки вітчизняних АЕС та накопичення коштів на зняття з експлуатації енергоблоків АЕС, викладено методичні рекомендації МАГАТЕ щодо формування тарифу на електроенергію АЕС, який передбачає необхідність фінансування робіт із зняття з експлуатації АЕС. Обгрунтовано доцільність використання рекомендацій МАГАТЕ під час формування тарифу для існуючих АЕС України, зокрема в контексті подальшої інтеграції енергосистеми України з енергосистемами країн Європейського Союзу. З використанням методичних рекомендацій МАГАТЕ запропоновано методику розрахунку цільової надбавки до тарифу існуючих АЕС України, яка дозволяє забезпечити фінансування робіт із зняття з експлуатації АЕС. З урахуванням невизначеності умов функціонування вітчизняних АЕС, обсягів необхідних коштів на зняття з експлуатації енергоблоків АЕС розраховано доцільний обсяг такої цільової надбавки. Визначено, що реалізація запропонованого підходу до забезпечення фінансовими ресурсами робіт із зняття з експлуатації АЕС України дозволить зменшити потенційне значне навантаження на Державний бюджет України і сприятиме сталому безпечному розвитку вітчизняної ядерної енергетики.

Поліпшення ефективності очистки димових газів пиловугільних котлів від леткої золи є важливою екологічною задачею. В енергетиці України значне поширення знайшли апарати для мокрої очистки димових газів (скрубери), але їх ефективність часто не відповідає сучасним вимогам, хоча можливості покращання їх роботи ще далеко не вичерпані. Найбільш доцільний варіант розв'язання цієї задачі пов'язаний із математичним моделюванням. Таку модель було свого часу побудовано за участю автора, і на цій основі розроблено програму GLS5. З її допомогою проведено числові дослідження еволюції стану трифазового середовища стосовно до очистки газів у порожнистому скрубері. На прикладі базового варіанта розрахунків проаналізовано закономірності зміни швидкості, температури та питомої витрати крапель і твердих частинок по довжині потоку. Досліджено залежність ефективності уловлювання частинок золи від витрати води та початкових швидкостей крапель і газу. Показано, що уловлювання покращується зі збільшенням густини зрошування скрубера та швидкості крапель, а також зі зменшенням швидкості газу. Наведено пояснення одержаних залежностей.

Україна задекларувала скорочення викидів парникових газів до 2020 р. на 20 % відносно рівня базового 1990 р. За цих умов одним з головних завдань, що стоїть перед паливно-енергетичним комплексом України, є створення передумов для забезпечення потреб країни в паливно-енергетичних ресурсах за безумовного дотримання вимог щодо мінімізації негативного впливу на довкілля з урахуванням міжнародних зобов'язань країни. Наведено результати прогнозних оцінок викидів парникових газів від об'єктів паливно-енергетичного комплексу України у другий період дії Кіотського протоколу і до 2030 р., які виконані із застосуванням математичних і програмно-інформаційних засобів, створених в Інституті загальної енергетики НАН України. Проаналізовано доцільні напрями зниження викидів парникових газів в енергетичних галузях країни. Комплексні дослідження прогнозів викидів парникових газів виконано для сценаріїв розвитку паливно-енергетичного комплексу з проекту Оновлення енергетичної стратегії України та для уточненого сценарію розвитку електроенергетики. Встановлено, що прийняття Україною більш жорстких зобов'язань - скорочення викидів парникових газів на 50 % до 2050 р. може негативно вплинути на соціально-економічний розвиток країни, такі зобов'язання буде тяжко виконати за умови зростання економіки країни.

Індекс рубрикатора НБУВ: З47-43

Рубрики:

Атомні електричні станції

Шифр НБУВ: Ж70419 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Проаналізовано динаміку обсягів втрат природного газу за 2001 - 2010 рр., нафти, основних нафтопродуктів: бензину, дизельного палива і мазуту за 2001 - 2012 рр., вугілля і торфу за 2001 - 2012 рр., електричної енергії за 2001 - 2011 рр. і теплової енергії за 2005 - 2010 рр. Приведено складові втрат палива по видах, надано граничні показники втрат всіх видів палива по напрямах їх утворення, визначено можливі напрями скорочення понаднормативних величин втрат палива, особливо природного газу. Визначено частку кожного виду втрат у його валовому споживанні в загальних енергетичних балансах країни за 2005 - 2010 рр., та частку втрати палива або енергії у загальних втратах паливно-енергетичних ресурсів (ПЕР) за той самий період. Визначено, що найбільшу частку у втратах ПЕР маї електрична енергія, величина якої сягала 62,8 - 52,9 % за період 2005 - 2010 рр. із тенденцією до зниження. Друге місце у загальних втратах належить тепловій енергії, частка якої за той самий період була в межах 23 %. Серед втрат палива найбільша частка припадає на природний газ, втрати якого за вказаний період збільшились майже удвічі: 10,2 - 20,1 % у разі зменшення надходження палива у країну. У втратах природного газу під час його транспортуванні газорозподільними мережами визначають дві складові: одна - залежить від організації робіт з газопостачання, а друга є постійною і має об'єктивний характер. Скорочення всіх видів втрат можливе під час впровадження інноваційних, енергозберігаючих технологій і обладнання з більш високими показниками енергетичної ефективності.

Наведено огляд моделей розвитку вугільної промисловості вітчизняних та зарубіжних авторів, виділено їх специфічні властивості й можливості врахування окремих аспектів функціонування систем видобутку, постачання та споживання вугільної продукції в загальноенергетичному балансі країни. Виконано аналіз впливу ринкових механізмів ціноутворення на регулювання галузі та перспективні напрямки її реорганізації, а також реконструкції та модернізації окремих вуглевидобувних підприїмств. Запропоновано модель оптимізації структури (складу) шахтного фонду України, що запроваджує врахування конкурентних засад діяльності шахтопідприємств за умов наявної пропозиції світових ринків вугільної продукції. Задоволення потреби економіки на енергетичне та коксівне вугілля здійснюється в моделі за рахунок підсумовування обсягів вугільної продукції власного видобутку та імпортованої із врахуванням марочної структури потреби, транспортних обмежень імпортування, вимог енергетичної безпеки держави. Окреслено перспективи застосування запропонованої структури моделі для багатоперіодного моделювання розвитку (перебудови, реструктуризації) шахтного фонду із врахуванням ефективності інвестицій в галузь.

Задачі розвитку та функціонування генеруючих потужностей в ОЕС повинна вирішувати відповідна система управління, яка має забезпечити надійне покриття потреб за умови мінімізації цін на електроенергію для споживачів. Доведено, що рішення цих задач можливе у разі централізованого управління розвитком та функціонуванням ОЕС на плановій основі. Показано неефективність організації ринку електроенергії на базі запропонованої моделі двосторонніх договорів (МДДБР) та доведено недоцільність створення системи управління національним ринком електроенергії на базі ринкових методів керування. Для розв'язку означених проблем ринкового регулювання, на підставі аналізу досвіду європейських країн, запропоновано використання механізму "гарантування інвестицій в потужність" (МГІП) для впровадження генеруючих потужностей, які необхідні для надійного покриття потреб споживачів в електроенергії. На основі ретельного аналізу законодавчих актів та порівняння МДДБР і МГІП зроблено висновки, що трансформація моделі ОРЕ в ДДБР, за будь-якої конкретної її реалізації, недоцільна, як внаслідок відсутності передумов для її впровадження в Україні, так і через об'єктивно притаманні цій моделі недоліки - неможливість збалансувати розвиток генеруючих потужностей, значні фінансові ризики, необгрунтоване зростання цін для споживачів тощо. Разом з тим показано, що впровадження моделі МГІП в Україні не потребує значних організаційних трансформацій, а передбачає лише певні зміни у повноваженнях та обов'язках регулюючих органів і суб'єктів господарювання, що працюють на ринку електроенергії. Надано рекомендації щодо реалізації алгоритму управління розвитком та функціонуванням ОЕС України для впровадження МГІП, а також для впровадження механізму "економічно обгрунтованої мінімізації ціни на електроенергію".

Індекс рубрикатора НБУВ: З388 + З391.922

Рубрики:

Трансформатори тепла (теплові насоси)

Використання тепла відхідних газів котельних установок і промислових печей

Шифр НБУВ: Ж70419 Пошук видання у каталогах НБУВ 

Обговорено можливості використання теплових вторинних енергоресурсів - фізичної теплоти відпрацьованих газів теплоенергетичних та теплотехнологічних установок. Повітряна регенерація не дозволяє повністю використати теплоту продуктів згоряння, а в деяких випадках нагрівання повітря неприпустиме. Тому єдиним реальним способом використання теплоти продуктів згоряння є термохімічна регенерація, що грунтується на ендотермічній реакції палива з відповідним окиснювачем. Крім того, цей метод дозволяє зменшити викиди шкідливих речовин (зокрема, оксидів азоту) в атмосферу. Розроблено спосіб визначення рівноважного складу реагуючої газової суміші, що грунтується на пошуку мінімуму загальної вільної енергії системи. Для цього використовується найбільш універсальний і простий в реалізації метод крутого спуску з квадратичною апроксимацією. Одержано замкнену систему лінійних алгебричних рівнянь для множників Лагранжа та безрозмірної загальної кількості молів у системі, яка розв'язується на кожному кроці крутого спуску. Обговорено особливості реалізації розробленого методу з урахуванням властивостей функції, що описує сумарну вільну енергію системи. Наведено приклад обчислення рівноважного складу суміші метану з продуктами його згоряння.

Проаналізовано стан використання вторинних теплових енергетичних ресурсів (ВТЕР) у харчовій промисловості на прикладі виробництва хлібобулочних виробів та виробництва пива. Встановлено, що обсяги використання значні. Основними факторами, що визначають економію витрат енергетичних ресурсів і відсутність небажаних токсичних речовин у готовому продукті, є технічний рівень виробництва, технологія, що застосовується, способи підготовки сушильного агента та кондиційованого повітря, а також ступінь використання вторинних теплоенергетичних ресурсів і відходів виробництва. Для поглиблення використання ВТЕР необхідно переглянути діючі паливно-енергетичні баланси відповідних підприємств з метою максимального залучення ВТЕР та одночасного забезпечення можливих сусідніх споживачів; поновити випуск економічно необхідного утилізаційного обладнання, передбачити краще оснащення агрегатів-джерел ВТЕР вже існуючими утилізаційними установками, відновлення виробництва рекуператорів і котлів-утилізаторів, запасних частин до них та комплектуючих; обладнати промислові печі малої та середньої потужності рекуператорами з метою скорочення витрат палива і зменшення втрат тепла з викидами, тобто зменшення виходу ВТЕР. Запропоновано заходи щодо збільшення використання ВТЕР та прогноз їх виходу в 2015 та 2020 рр.

Розглянуто питання пошуку економічно реальних шляхів виконання екологічних зобов'язань згідно з Технологічними нормативами допустимих викидів забруднюючих речовин із теплосилових установок, номінальна теплова потужність яких перевищує 50 МВт. Проведено техніко-економічне порівняння за критерієм середньої вартості виробництва електричної енергії за життєвий цикл перспективних природоохоронних технологій, готових до впровадження у ході реконструкції енергоблоків ТЕС. Показано, що за умов ринкової конкуренції впровадження природоохоронних технологій високої ефективності не є інвестиційно привабливим за чинних значень податку на викиди, але стане таким за умов збільшення податку на викиди основних забруднювачів до 10 разів до рівнів, встановлених згідно з Податковим кодексом України.

Проведено зіставлення фактичних показників розвитку енергетики України у 2005 - 2012 рр. з основними прогнозними показниками її діючої Енергетичної стратегії (ЕС) (валовий внутрішній продукт (ВВП), первинні паливно-енергетичні ресурси (ПЕР), електроенергія, природний газ, енергоємність та електроємність ВВП). Зазначені фактичні показники у 2006 - 2008 рр. були близькими до показників оптимістичного сценарію ЕС. Криза 2008 р. порушила цю тенденцію в бік їх значного погіршення у 2009 р., однак станом на 2011 р. обсяги виробництва ВВП, споживання електроенергії і первинних ПЕР вийшли на траєкторію песимістичного розвитку, передбачену діючою ЕС (їх розбіжність з фактичними даними становить 1,5 - 2,5 %). Ця тенденція спостерігалась і в 2012 р.

Доведено необхідність у розробленні універсальної математичної моделі та відповідного програмно-інформаційного комплексу (ПІК), в яких була б забезпечена можливість дослідження систем АРЧП, побудованих на базі генераторів-регуляторів, споживачів-регуляторів та їх комбінацій. Розроблено та досліджено універсальну модель регулювання частоти і потужності в об'єднаних енергосистемах, в якій забезпечена така можливість. Модель побудована на основі найбільш точних рівнянь системного характеру та рівнянь, що описують вплив системних змін частоти і потужності на об'єкти енергосистеми (генератори, навантаження, регулятори). Вона враховує нелінійні обмеження, властиві регуляторам (швидкодія, максимальна потужність, зона нечутливості). Модель синтезована в канонічній формі, що дозволяє описувати енергосистему як в агрегованому вигляді, так і доводити її деталізацію аж до конкретного генератора та споживача. Проведене цифрове моделювання на розробленому ПІК із такими можливостями показало, що при дослідженні процесів АРЧП необхідно враховувати зазначені технологічні обмеження, оскільки їх ігнорування, як це робиться в більшості публікацій, призводить до грубих помилок і навіть до неправильних результатів. Цифрове моделювання процесів АРЧП в системах з різними регуляторами показало, що за умов ОЕС України вимоги щодо їх швидкодії впевнено задовольняють лише генератори ГЕС та споживачі-регулятори на теплонасосних системах. Газомазутні блоки з граничною швидкодією до 6 % хв та всі пиловугільні блоки для забезпечення вимог щодо граничної протяжності процесу регулювання потребують кратного збільшення резервної потужності вторинного регулювання. Комбіноване використання у складі системи АРЧП генераторів-регуляторів первинного регулювання та швидкодіючих споживачів-регуляторів на теплонасосному устаткуванні цілком задовольняють як національні, так і міжнародні вимоги до таких систем.

Незважаючи на впровадження економічного стимулювання споживачів і виробників електричної енергії до вирівнювання і регулювання графіків електричних навантажень (ГЕН), в об'єднаній енергетичній системі (ОЕС) України спостерігається стійка тенденція його загострення. У зв'язку з цим зростають витрати, пов'язані з ущільненням та регулюванням ГЕН, які становлять до 35 % від обсягу товарної продукції ТЕС, або 14,85 млрд грн. Крім того, існують помітні приховані втрати, пов'язані із зниженням ресурсу, надійності і економічності регулюючих енергоблоків внаслідок постійної експлуатації у циклічних режимах. Для виходу із ситуації, що склалася, необхідне прийняття більш дієвих, ніж економічне стимулювання, додаткових заходів щодо ущільнення ГЕН та їх регулювання. У ролі одного з них запропоновано створення спеціалізованої системи теплових насосів-регуляторів (ТНР) змінної потужності, керованих з боку енергетичної системи, інтегрованих у технологічні схеми ТЕЦ. На відміну від електротеплових споживачів-регуляторів накопичувального типу окремого розташування, що використовують пряме перетворення електричної енергії у теплоту або теплові насоси на природних джерелах низького потенціалу, розміщення ТНР на ТЕЦ не потребує створення теплових акумуляторів великої ємності, додаткової інфраструктури електроживлення, мереж і резервних джерел теплопостачання, технологічного зв'язку і управління. Крім того, ТНР такого типу можуть використовувати у ролі джерел низькопотенційної теплоти теплові втрати ТЕЦ, що забезпечує сприятливе збільшення коефіцієнта перетворення ТНР по мірі зростання попиту на теплову енергію. Показано, що інтеграція ТНР і ТЕЦ забезпечує відчутний ефект підсилення регулюючих впливів ТНР за рахунок супутніх змін електричної і теплової потужності теплофікаційних турбоустановок ТЕЦ. Згідно з оцінками, виконаними за спеціально розробленою методикою на основі енергетичних характеристик ТЕЦ різних типів, сумарні зміни регулюючої потужності ТЕЦ та ТНР можуть бути у 2,5 - 5 разів більшими за регулюючу потужність саме ТНР. Ефект підсилення зростає по мірі збільшення початкових параметрів пари ТЕЦ. На підставі одержаних значень коефіцієнтів підсилення регулюючих потужностей ТЕЦ з ТНР різних ступенів початкового тиску, що припускають залучення до вирівнювання та регулювання ГЕН в ОЕС України, який оцінений у 3000 МВт взимку і у 1000 МВт влітку. При цьому необхідна потужність ТНР оцінюється тільки у 860 МВт. Це вказує на можливість суттєвого підвищення маневренних можливостей енергетичної системи із витратами, що кратно нижчі за відповідні витрати у разі відокремленого використання.

Аналіз існуючих методів прогнозування розвитку газової галузі в різних країнах світу показав необхідність застосування методології, що відтворює процеси прийняття рішень у промисловості з використанням параметра чистої доданої вартості майбутніх грошових потоків протягом життєвого циклу підприємства та враховує невизначеності зовнішніх умов функціонування технологічних об'єктів галузі. Наведено математичні моделі визначення вартісних показників ефективності роботи основних технологічних об'єктів газової галузі. У цих моделях врахування особливостей роботи технологій, нормативно-правових умов, ресурсних та екологічних обмежень поєднано із застосуванням детерміновано-стохастичного методу, який дозволяє визначити діапазони, в яких з певною ймовірністю знаходяться значення вартісних показників технологічного об'єкта, визначені для його життєвого циклу. Докладно описано математичну модель визначення вартісних показників технологічної пари "компресорний цех - прилегла лінійна ділянка". Наведено також результати тестових розрахунків, виконані за допомогою удосконаленої підсистеми "Матриця" програмно-інформаційного комплексу "Піраміда - V", які підтвердили адекватність роботи моделей.