Тенденции развития энергетических ресурсов Республики Казахстан

Размещено на http://www.allbest.ru/

Введение

Цель дисциплины ? приобретение студентами знаний по тенденциям развития и законодательной базе энергетики, энергетическим ресурсам Республики Казахстан, способам и средствам преобразования их в электрическую энергию, принципам передачи, распределения энергии; способам автоматической ликвидации повреждений и ненормальных режимов в электрической части энергосистем, получения представления об основных потребителях электроэнергии в Республике Казахстан.

Контрольная работа состоит из трех заданий: теоретических и практического задания. Вариант для выполнения первого теоретического вопроса выбирается по последней цифре зачетки, вариант для выполнения второго теоретического вопроса выбирается по предпоследней цифре зачетки, вариант для выполнения практического задания выбирается по последней цифре зачетки. Практическое задание состоит из двух тем, включающих в себя теоретические сведения и задачу. Вариант выбирается по сумме последней и предпоследней цифр шифра зачетной книжки.



Современное состояние и перспективы развития электрических станций и электроэнергетического строительства

Электроэнергетика является одним из важнейших элементов топливно-энергетического комплекса, обеспечивая более 7 % всего объема промышленного производства республики. Только в 2012 году отечественные энергетики произвели 88,7 млрд. кВт/ч электроэнергии, из которых 8,3 млрд. кВт/ч было поставлено в другие страны (на 22 % больше, чем за предыдущий год). Показательно, что около 86-88 % всей электроэнергии в Казахстане вырабатывается на теплоэлектростанциях [1].

Говоря об основных характеристиках казахстанской энергосистемы, необходимо отметить, что она отличается неравномерностью расположения ее объектов по всей территории страны. Условно отечественный энергокомплекс можно разделить на три крупных региона:

Северный и Центральный регион. В него входят Акмолинская, Восточно-Казахстанская, Карагандинская, Костанайская и Павлодарская области. Энергетическое хозяйство этих областей объединено в единую сеть и имеет тесную, развитую связь с энергосистемой Российской Федерации. На территории данного региона расположены крупнейшие энергопроизводящие мощности страны: Экибастузкая ГРЭС-1 и ГРЭС-2, Аксуская ГРЭС, Карагандинская ТЭЦ-3, Усть-Каменогорская ТЭЦ, Шульбинская ГЭС. Львиная доля производства электроэнергии приходится на электростанции Экисбастуза (до 4000 МВт). В связи с наличием значительных месторождений угля в регионе преобладает угольная электроэнергетика. Он не только самообеспечен электроэнергией, но и имеет потенциал для ее экспорта [2].

Южный регион. Объединяя общей сетью Алматинскую, Жамбылскую, Кызылординскую и Южно-Казахстанскую области, этот регион имеет развитую связь с энергетическими системами Кыргызстана и Узбекистана. Не имея собственных источников топлива и, соответственно, крупных электростанций, он зависит от импорта электроэнергии из соседних государств. Для решения этой проблемы в 1998 году была введена в строй транзитная электрическая линия "Экибастуз - Нура - Агадырь - ЮКГРЭС - Алматы" мощностью 500 кВ. Она связала Южный регион с энергоисточниками Северного и Центрального Казахстана. Тем самым была обеспечена относительная независимость от импорта энергии из центральноазиатских государств. Следующим шагом стало начало строительства второй магистральной линии "Север - Юг" в конце 2004 года. Стоимость этого проекта оценивается в US$295,6 млн. Новая линия будет не только покрывать энергетические потребности южных областей Казахстана, но и выполнять транзитную роль. Как отметил в одном из своих интервью министр энергетики и минеральных ресурсов РК Владимир Школьник, "вторая линия необходима для осуществления транзита электроэнергии, вырабатываемой на гидроэлектростанциях соседних южных республик".

Западный регион. Включает Актюбинскую, Атыраускую, Западноказахстанскую и Мангистаускую области, он тесно связан с энергетической системой России. За исключением Актюбинской области, чье энергохозяйство работает изолированно, все области объединены общей электрической сетью. Несмотря на значительные запасы углеводородного сырья, часть потребностей в электрической энергии покрывается за счет импорта из России. В перспективе для полного покрытия собственных потребностей, а также для экспорта энергии за рубеж в регионе планируется создание новых энергопроизводящих мощностей.

Другой особенностью энергетической системы Казахстана является наличие единой, вертикально организованной системы оперативного диспетчерского управления. Ее также характеризует высокая доля комбинированного способа производства электроэнергии (преобладание в структуре энергоисточников ТЭЦ, вырабатывающих как электрическую, так и тепловую энергию). Наряду с этим, вызывает беспокойство тот факт, что износ оборудования большинства казахстанских электростанций превышает расчетный ресурс его работы (средневзвешенный износ по мощности составляет 58,5 %) [3].

Производители электроэнергии - независимые или интегрированные крупными промышленными потребителями электрические станции в лице акционерных обществ.

По сообщению Министерства энергетики и минеральных ресурсов Республики Казахстан в республике действуют 60 электростанций производители) из них 8- электростанций национального значения, 52 региональных электростанций, 22 региональных электросетевых компаний (РЭК).

Имущественные комплексы 16 РЭКов находятся в частной собственности. В доверительное управление частным компаниям под инвестиционные обязательства переданы 2 РЭКа - Восточно-Казахстанская - АО - "ВК РЭК", Семипалатинская - Семипалатинский филиал АО " ВК РЭК".

В государственной собственности остаются 4 РЭКа, в том числе: АО "Мангистауская РЭК"-93,78 % госпакета акций переданы АО "Холдинг Самрук", АО "Зпадно-Казахстанская РЭК"- 100 % государственный пакет акций находится в доверительном управлении Акима Западноказахстанской области. В коммунальной собственности находятся: АО "Городские электрические сети"- электрические сети города Астана, ГКП "Костанайюжэлектросервис" (бывшие АО "Южные электрические сети".

Суммарная установленная мощность электростанций Казахстана составляет 18,99 млн. кВт. В структуре мощностей 88 % приходится на ТЭС, 12 % - на ГЭС и менее 1 % - на прочие виды генерации. Всего в эксплуатации находятся 63 электростанции [3].

Основу электроэнергетики Казахстана составляют крупные ГРЭС:

- Экибастузская ГРЭС - 1-4 млн. кВт;

- Аксуская ГРЭС - 2,1 млн. кВт;

- Жамбылская ГРЭС - 1,2 млн. кВт;

- Экибастузская ГРЭС-2-1 млн. кВт.

На р. Иртыш сооружены Бухтарминская ГЭС - 0,7 млн. кВт, Усть-Каменогорская ГЭС - 0,3 млн. кВт и Шульбинская ГЭС - 0,7 млн. кВт. На р. Или построена Капчагайская ГЭС - 0,4 млн. кВт.

В число крупнейших ТЭЦ, осуществляющих тепло- и электроснабжение крупных промышленных предприятий и близлежащих населенных пунктов, входят: Павлодарская ТЭЦ, Шымкентская ТЭЦ, Балхашская ТЭЦ, Рудненская ТЭЦ и др.

Крупнейшими новыми проектами, которые планируется ввести в ближайшее время, являются:

- Мойнакская ГЭС на р. Чарын (ввести в строй планируется в 2013 году, мощность составит 0,3 млн. кВт);

- Балхашская ТЭС (ввод в эксплуатацию планируется в 2013 году, мощность на первом этапе - 1,3 млн. кВт, к 2016 году - 2,6 млн. кВт).

С 1973 по 1999 года на п-ове Мангышлак функционировал Мангистауский атомно-энергетический комплекс (бывшая Шевченковская АЭС) мощностью 52 тыс. кВт (на момент закрытия). Производимая электроэнергия использовалась для опреснения морской воды.

Управление высоковольтными электрическими сетями Казахстана обеспечивает государственная "Казахстанская компания по управлению электрическими сетями" (KEGOC). По состоянию на начало 2012 года на балансе компании находилось 310 линий электропередачи напряжением 0,4-1150 кВ. Протяженность сети составляет 24,5 тыс. км, в том числе [3]:

- ЛЭП напряжением 1150 кВ - 1,4 тыс. км;

- ЛЭП напряжением 500 кВ - 6,4 тыс. км;

- ЛЭП напряжением 220 кВ - 16 тыс. км;

- ЛЭП напряжением 110 кВ - 0,6 тыс. км;

- ЛЭП напряжением 0,4-35 кВ - 0,1 тыс. км.

В соответствии с Постановление Правительства Республики Казахстан от 9 апреля 1999 года № 384 " О Программе развития электроэнергетики до 2030 года", которая является стратегической, реализация программы развития электроэнергетики республики осуществляется поэтапно, и состоит их четырех этапов по годам:

1) I этап программы - 1999-2005 годы.

2) II этап программы - 2006-2010 годы.

3) III этап программы - 2011-2015 годы.

4) Оценка - 2016-2030 годы.

На первом и втором этапах реализации программы развития отрасли осуществлено:

- в Казахстане создан и функционирует рынок электроэнергии, состоящий из двух уровней - оптового рынка (децентрализованной торговли) и розничного рынка электроэнергии;

- создана новая организационная структура управления, состоящая из экономически независимых образований;

- проведена реструктуризация электроэнергетической отрасли: 80 % энергоисточников приватизированы или переданы в управление;

- организован общедоступный конкурентный рынок электроэнергии;

- определена дальнейшая программа развития рынка электроэнергии.

Реализация третьего этапа программы основано на эффективных подходах управления энергетической отрасли основанной на обеспечение его конкурентоспособности.

Однако существуют ряд проблем сдерживающий развитие данного сектора экономики. К проблемным вопросам развития рынков электроэнергии отнесены:

- отсутствие рыночных механизмов поддержания баланса между фактическими и контрактными величинами производства-потребления электрической энергии в ЕЭС Казахстана в режиме "реального времени";

- не разработаны меры по обеспечению оперативных резервов генерирующих мощностей в ЕЭС Казахстана, необходимых для ее устойчивого функционирования и надежного электроснабжения потребителей;

- на розничном рынке основными проблемами, требующими своего решения, являются: существование различных организационно-структурных схем электроснабжения в регионах страны - от вертикально интегрированных до выделенных в самостоятельные юридические лица районных электрических сетей (РЭС), разделенных существовавших ранее РЭКов на самостоятельные юридические лица в виде областных и городских электрических сетей;

- незавершенность приватизации РЭКов;

- отсутствие конкуренции в сфере поставки электроэнергии розничным потребителям;

- несовершенство тарифной методологии на передачу электроэнергии по сетям регионального уровня в части отсутствия стимулов у РЭКов к снижению нормативных и сверхнормативных (коммерческих) потерь;

- отсутствие у РЭКов раздельного учета затрат при осуществлении функций по передаче электроэнергии и электроснабжению розничных потребителей;

- отсутствие в программе развития электроэнергетики раздела по развитию электрификации сельских населенных пунктов;

- необходимость создания условий для работы электростанций с комбинированным типом производства электроэнергии и тепла на конкурентном рынке электроэнергии;

- низкий уровень привлечения инвестиций в реконструкцию и обновление электра - и теплосетевого хозяйства [4].

Общей проблемой, тормозящей проведение рыночных реформ в электроэнергетике, является отсутствие необходимых систем коммерческого учета у субъектов рынка, что не позволяет проводить почасовую торговлю электроэнергией на внутреннем рынке и соблюдать установленные почасовые величины межгосударственных перетоков. Эти проблемы не способствуют финансовой устойчивости и инвестиционной привлекательности отрасли, дальнейшему развитию и углублению рыночных отношений.

Изношенность основных фондов РЭКов и электростанций достигла критического предела, что уже в ближайшие годы может привести к самым серьезным негативным последствиям.

Программой развития электроэнергетики Казахстана предполагалось в рамках создания единой энергетической системы Казахстана реализацию схемы объединения Северного и Южного Казахстан, что позволило бы обеспечить энергетическую независимость Южного региона от государств Центральной Азии. Основным центром генерации и передачи энергии по расчету правительства должен был быть Северный регион (с избыточной электроэнергией), недостающая часть энергии для южных регионов должна была поступать с Киргизии, частично вырабатываться Жамбылской ГРЭС. Однако ввиду ошибочности расчетов правительства программный проект не реализован до сего времени. На сегодняшний день Север не является энергоизбыточным регионом, Киргизия отказалась от поставок, что касается Жамбылской ГРЭС, то ее мощности не могут обеспечить потребность энергии южного региона вследствие повышения цен на газ и мазут, оптовые цены Жамбылской ГРЭС оказались высокими, что поставщики не могут приобретать электроэнергию из-за отсутствия средств. Одним из путей решения проблемы энергетической независимости является освоение Амангельдинского месторождения природного газа, однако насколько это месторождение позволит решить вопрос об обеспечении газом ГРЭС остается до конца не понятным. Расчеты правительства по решению проблемы обеспечения электроэнергией южные регионы страны оказались неверными, а строительство линии Север-Юг на сегодняшний день не обеспечено необходимыми источниками электроэнергии в северных регионах страны. электрическая энергетическое развитие казахстан

В соответствии с поручением Главы государства Министерством энергетики и минеральных ресурсов проведена корректировка Программы (утверждена Приказом Министра энергетики и минеральных ресурсов от 22.05.2006 г. №160). В 2006 году в правительстве обсуждались перспективы развития электроэнергетической отрасли Казахстана. В ходе обсуждения было отмеченное, что на сегодняшний день наблюдается тенденция увеличения темпа энергопотребления - 5 %-6 % ежегодно. Особо ощутимо это на юге и западе страны. В начале нынешнего года глава государства поручил правительству разработать комплекс мер по преодолению этих тенденций. В ходе совещания было высказано мнение о том, что в республике необходимо выработать комплекс мер с целью создания благоприятных условий для привлечения инвестиций в строительство новых энергетических объектов. При этом особое внимание, должно было быть обращено на "обветшалость" оборудования сетевых компаний в регионах [4].

По прогнозам экспертов, при нынешних темпах роста дефицита энергии к 2015 году показатель может достичь 3 млрд. кВт-час. Активная работа по предотвращению дефицита ведется уже несколько лет. В частности, в настоящее время реализуются проекты по строительству второй линии электропередачи Север-Юг, второй очереди ТЭЦ-2 Астаны, межрегиональной линии Северный Казахстан - Актюбинская область, Мойнакской ГЭС в Алматинской области, Кандыагашской ГТЭС и других.

По-прежнему актуальными остаются проблемы тарифной политики отрасли. Действующая на сегодняшний день методика расчета тарифов как на услуги по передаче электроэнергии по национальной электрической сети, так и по сетям регионального и местного уровней не включает инвестиционной составляющей, в соответствии с которой компенсация затрат компаний по инвестициям рассчитывается на основании коэффициентов при расчете тарифов. Такая методика согласно Концепции сегодня используется в пилотных проектах по нескольким РЭКам, имеющим инвестиционную программу. Методика расчета по инвестиционной составляющей способствует снижению издержек производства и нормативно технических потерь электроэнергии, инвестиционной привлекательности отрасли. Повышение тарифов должно быть объяснимо для потребителей, как это предусмотрено законодательством и должно учитывать платежеспособность основной части населения республики. Исходя из вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

1. Развитие энергетического комплекса страны достигла критического предела старения основных фондов, что выразилось в энергетическом кризисе южных регионов страны в текущем году, повышении тарифов по предоставлению услуг поставщиками тепла и энергии.

2. Поэтапная реализация программы развития электроэнергетики до 2030 года не реализована в полной мере, отсутствует прозрачность и обоснованность экономической эффективности использования денежных средств, направляемых на развитие отрасли энергетики.

3. Отсутствует отраслевая программа электрификации сельских населенных пунктов, полностью пришли в негодность линии электропередач на селе.

4. Инвестиционная политика развития отрасли направлена в основном на использование заемных средств, не используются инструменты рыночных механизмов инвестирования отрасли.

5. Увеличивается рост дефицита электроэнергии по регионам.

В целях обеспечения конкурентоспособности энергетической отрасли Казахстана в целом и для определения его конкурентных преимуществ, с учетом имеющих необходимо:

· обеспечить привлечение инвестиций в развитие отрасли электроэнергетики за счет выпуска ликвидных ценных бумаг и размещения их на фондовом рынке внутри страны;

· решить вопросы энергообеспечения сельских населенных пунктов за счет инвестиционных средств государственной холдинговой компании "Самрук-Казына", обеспечить разработку программы энергообеспечения сельских населенных пунктов на среднесрочную перспективу;

· обсудить вопрос о возврате в государственную собственность объектов энергоснабжения имеющих стратегическое значение для развития регионов и особую социальную значимость;

· провести парламентские слушания итогов поэтапной реализации программы развития электроэнергетики Республики Казахстан до 2030 года;

· обеспечит ежегодную публикацию аудиторской деятельности компаний энергообеспечения регионов, в том числе сельских населенных пунктов;

· заслушивать отчеты руководителей компаний энергоснабжения по результатам годовой деятельности на расширенном заседании правительства, с участием Акимов областей (города).

Сравнительный анализ использования недобываемых энергетических ресурсов

Использование недобываемых энергетических ресурсов - ветер, солнечное излучение, энергия морей, термальных вод. Ветровые энергоресурсы Земли, ветровой кадастр Казахстана, принципиальные схемы и конструкции ветроэлектростанций. Гидравлическая энергия является возобновляемым источником энергии.

Гидроэнергетическая установка (ГЭУ) предназначена для преобразования механической энергии водного потока в электрическую энергию или, наоборот, электрическая энергия преобразуется в механическую энергию воды. Гидроэнергетическая установка состоит из гидротехнических сооружений, энергетического и механического оборудования. Различают следующие основные типы гидроэнергетических установок:

гидроэлектростанции (ГЭС);

насосные станции (НС);

гидроаккумулирующие электростанции (ГАЭС);

комбинированные электростанции ГЭС-ГАЭС;

приливные электростанции (ПЭС).

Гидроэлектростанция - это предприятие, на котором гидравлическая энергия преобразуется в электрическую.

Основными сооружениями ГЭС на равнинной реке являются плотина, создающая водохранилище и сосредоточенный перепад уровней, т.е. напор, и здание ГЭС, в котором размещаются гидравлические турбины, генераторы, электрическое и механическое оборудование.

Вода под действием тяжести по водоводам движется из верхнего бьефа в нижний, вращая рабочее колесо турбины. Гидравлическая турбина соединена валом с ротором генератора. Турбина и генератор вместе образуют гидроагрегат. В турбине гидравлическая энергия преобразуется в механическую энергию вращения на валу агрегата, а генератор преобразует эту энергию в электрическую. Возможно создание на реке каскадов ГЭС. Большой интерес в мире и в России в настоящее время вызывает возможность создания малых ГЭС.

Малые ГЭС (мощностью до 30 МВт) могут создаваться в короткие сроки с использованием унифицированных гидроагрегатов и строительных конструкций с высоким уровнем автоматизации систем управления. Экономическая эффективность их использования существенно возрастает при комплексном использовании малых водохранилищ (рекреация, рыбоводство, водозаборы для систем орошения и водоснабжения и т.п.).

Насосная станция предназначена для перекачки воды с низких отметок на высокие и транспортировки воды в удаленные пункты.

На насосной станции устанавливаются насосные агрегаты, состоящие из насоса и двигателя. Насосная станция является потребителем электрической энергии. Они используются для водоснабжения тепловых и атомных электростанций, коммунально-бытового и промышленного водоснабжения, в ирригационных системах, судоходных каналах, пересекающих водоразделы, и т.п.

Гидроаккумулирующая электростанция предназначена для перераспределения во времени энергии и мощности в энергосистеме. В часы пониженных нагрузок ГАЭС работает как насосная станция. Она за счет потребляемой энергии перекачивает воду из нижнего бьефа в верхний и создает запасы гидроэнергии. В часы максимальной нагрузки ГАЭС работает как гидроэлектростанция. Вода из верхнего бьефа пропускается через турбины в нижний бьеф, и ГАЭС вырабатывает и выдает электроэнергию в энергосистему.

ГАЭС потребляет дешевую электроэнергию, а выдает более дорогую энергию в период пика нагрузки, заполняет провалы нагрузки и снижает пики нагрузки в энергосистеме, позволяет работать агрегатам атомных и тепловых электростанций в наиболее экономичном и безопасном равномерном режиме, резко снижая при этом удельный расход топлива на производство 1 кВт · ч электроэнергии в энергосистеме.

В России работает Загорская ГАЭС мощностью 1200 МВт.

ГЭС-ГАЭС вырабатывает электроэнергию в период пика нагрузки за счет притока воды в верхний бьеф и за счет перекаченной из нижнего бьефа в верхний в период провалов нагрузки в энергосистеме.

Реконструкция ГЭС в ГЭС-ГАЭС, как показывает зарубежный опыт, весьма эффективна в энергосистемах, где мала доля ГЭС и ГАЭС.

Приливные электростанции преобразуют механическую энергию приливно-отливных колебаний уровня воды в море в электрическую энергию.

В некоторых морских заливах приливы достигают 10-12 м, а наибольшие приливы наблюдаются в заливе Фанди (Канада) и достигают 19,6 м.

Основным энергетическим оборудованием ГЭС являются гидротурбины и генераторы.

Гидравлической турбиной называется машина, преобразующая энергию движущейся воды в механическую энергию вращения ее рабочего колеса.

Гидротурбины разделяют на два класса: активные и реактивные.

Активные гидротурбины используют только кинетическую энергию потока. Наиболее распространенными активными гидротурбинами являются ковшовые.

Реактивные гидротурбины используют и потенциальную энергию. К реактивным гидротурбинам относятся: пропеллерные, поворотно-лопастные, диагональные, радиально-осевые.

Каждая система гидротурбины оптимально работает при определенном напоре.

Электрическая часть ГЭС и ГАЭС состоит из электрических машин (соединенных с гидромашинами), трансформаторов и распределительных устройств. Основным элементом электрической части являются электрические синхронные машины переменного тока, работающие на:

ГЭС - в режимах генератора, синхронного компенсатора и вращающегося резерва;

ГАЭС - в режимах генератора, электродвигателя, синхронного компенсатора и вращающегося резерва.

Гидрогенераторы подразделяются на вертикальные и горизонтальные.

В энергосистеме ГЭС обычно используется для выработки электроэнергии, покрытия графика нагрузки, особенно его пиковой части, регулирования частоты электрического тока в системе, в качестве резерва и для выработки реактивной мощности в режиме синхронного компенсатора.

Режим работы ГЭС в энергосистеме зависит от расхода воды, напора, объема водохранилища, потребностей энергосистемы, ограничений по верхнему и нижнему бьефу.

Агрегаты ГЭС по техническим условиям могут быстро включаться, набирать нагрузку и останавливаться. Причем включение и выключение агрегатов, регулирование нагрузки могут происходить автоматически при изменении частоты электрического тока в энергосистеме. Для включения остановленного агрегата и набора полной нагрузки обычно требуется всего 1-2 мин.

Гидроаккумулирующие электростанции создаются, как правило, для суточного аккумулирования энергии в электроэнергетической системе. Недельное аккумулирование требует большой емкости водохранилища и поэтому оказывается выгодным лишь при благоприятных топографических условиях.

ГАЭС покрывает пики графика нагрузки и обеспечивает потребление дешевой энергии в провалы графика нагрузки, выравнивая режимы работы ТЭС, АЭС.

ГАЭС характеризуется высокой маневренностью оборудования в турбинном и насосном режимах. Наличие у ГАЭС значительного регулировочного диапазона нагрузки (в турбинном и насосном режимах) и емкости аккумулирования позволяет очень эффективно использовать их в энергосистеме в качестве нагрузочного (частотного) и аварийного резервов.

Агрегаты ГАЭС могут использоваться в режиме синхронного компенсатора для выработки реактивной мощности и энергии.

Для ГАЭС характерно многообразие установившихся и нормальных эксплуатационных переходных процессов, так как ее гидроагрегаты в течение суток осуществляют многократную смену режимов работы.

Солнечная энергетика - отрасль науки и техники, разрабатывающая теоретические основы, методы и средства использования солнечного излучения или солнечной радиации для получения электрической, тепловой или других видов энергии и использования их в народном хозяйстве.

Солнечное излучение (СИ) - это процесс переноса энергии при распределении электромагнитных волн в прозрачной среде. По квантовой теории электромагнитные волны - это поток элементарных частиц или фотонов с нулевой массой покоя, движущихся в вакууме со скоростью света. В 2 космосе через 1 м в 1 с проходит 3 · 1021 фотонов, энергия которых зависит от длины волны (мкм).

Источник солнечного излучения - Солнце - излучает в окружающее пространство поток мощности, эквивалентный 4 · 1023 кВт.

Земля находится от Солнца на расстоянии примерно 150 млн. км. Площадь поверхности Земли, облучаемой Солнцем, составляет около 500 · 106 км. Поток солнечной радиации, достигающей Земли, по разным оценкам составляет (7,5-10) · 107 кВт · ч/год, или (0,85-1,2) · 1014 кВт, что значительно превышает ресурсы всех других возобновляемых источников энергии. Если использовать всего 0,1 % всей поверхности Земли для строительства солнечных электростанций (СЭС), то их выработка превысит в 40 раз все потребление энергии человечеством на уровне 1983 г.

В настоящее время СФЭУ с успехом используются в ряде стран мира, особенно в Японии, Германии и США. В Японии и Германии развитию СФЭУ способствовали специальные государственные программы поддержки этого нетрадиционного сектора современной энергетики. В Германии вначале была принята и успешно реализована в начале 90-х годов XX в. программа "1000 солнечных крыш", а сегодня также успешно реализуется программа "100 тысяч фотоэлектрических крыш". В 1995-1996 гг. в Японии приступили к реализации программы "70000 фотоэлектрических крыш". В 1998 г. эта программа была пересмотрена в сторону увеличения до 1 млн. крыш. В США с 1997 г. реализуется программа "Миллион солнечных крыш".

В 2000 г. США обнародовали новую перспективную цель энергетики страны: строительство солнечной электростанции в Техасе размером 107x107 миль, которая могла бы полностью обеспечить потребности США в электроэнергии.

По экспертным оценкам, вновь вводимая за год мощность СФЭУ в мире в 2005 г. составит 200 МВт, а в 2010 г. - 700 МВт при среднегодовом приросте около 25 %.

Ветроэнергетика - отрасль науки и техники, разрабатывающая теоретические основы, методы и средства использования энергии ветра для получения механической, тепловой и электрической энергии и определяющая масштабы целесообразного использования ветровой энергии в народном хозяйстве.

Принцип использования ветровой энергии известен и используется человеком очень давно, начиная с ветряных мельниц. Движущийся поток ветра оказывает силовое воздействие на подвижную часть двигателя (рабочее колесо разного вида и конструкции), заставляя его вращаться и передавать полученную энергию другому техническому устройству для совершения полезной и нужной человеку работы (помол зерна, подъем воды из глубины земли, выработка электроэнергии и т.п.).

Преобразование кинетической энергии ветра в электрическую происходит с помощью ветроэнергетических установок (ВЭУ), которые можно классифицировать по следующим признакам:

по мощности - малые (до 10 кВт), средние (от 10 до 100 кВт), крупные (от 100 до 1000 кВт), сверхкрупные (более 1000 кВт);

по числу лопастей рабочего колеса - одно-, двух-, трех- и многолопастные;

по отношению рабочего колеса к направлению воздушного потока - с горизонтальной осью вращения, параллельной или перпендикулярной вектору скорости (ротор Дарье).

Одним из приоритетов государственной технической политики является внедрение и развитие энергетики, основанной на использовании возобновляемых источников энергии.

Казахстан обладает значительными ресурсами возобновляемой энергии в виде гидроэнергии, энергии ветра, солнца, биомассы. Однако, помимо частичного использования гидроэнергии, эти ресурсы не нашли применения вплоть до настоящего времени.

Основными причинами такого положения дел является наличие богатых запасов ископаемых топливно-энергетических ресурсов, отсутствие государственной политики и законодательной базы по поддержке и развитию ВИЭ.

Гидроэнергетика. Доля гидроэнергетики в мировом производстве электроэнергии составляет 18 %. Доля гидроэлектростанций (ГЭС) в структуре генерирующих мощностей ЕЭС Казахстана составляет 11,89 %, что является недостаточным. Оптимальная структура установленных мощностей в энергосистеме, при которой обеспечивается покрытие пиковых нагрузок, и создаются благоприятные условия регулирования частоты, предполагают долю ГЭС не менее 15-20 % от установленной мощности всех станций энергосистемы.

В целом мощность существующих ГЭС Казахстана составляет 2 259,6 МВт с годовой выработкой электроэнергии 7,4 млрд. кВт ч. Теоретически потенциал гидроэнергетики Казахстана составляет порядка 170 млрд. кВт ч электроэнергии в год, из которых экономически эффективно может вырабатываться 30,0 млрд. кВт ч. Основные гидроэнергетические ресурсы сосредоточены в Восточном и Юго-Восточном регионах республики.

На территории Южного Казахстана суммарные потенциальные энергетические ресурсы региона определены в размере 10 млрд. кВт ч. Северный и Центральный Казахстан располагают минимумом водно- энергетических ресурсов, на их долю приходится всего около 2,8 млрд. кВт ч. или 1,7 % потенциальных гидроэнергетических ресурсов республики. Водно- энергетический потенциал рек Западного Казахстана оценивается в 2,8 млрд. кВт ч.

Таким образом, перспективным направлением является развитие малой и средней гидроэнергетики в Южном, Юго-Восточном и Восточном регионах Казахстана.

Ветроэнергетика. Использование энергии ветра развивается наиболее динамично. В США за последние годы (2003-2007 г.г.) установлено около 4 700 МВт ветроустановок или почти столько же, сколько за все предыдущие годы. В целом по миру за два последних года установленные мощности ветроэнергетики выросли в 1,5 раза и составляют более 60 000 МВт.

Казахстан исключительно богат ветроэнергетическими ресурсами. На большей территории страны среднегодовые скорости ветра составляют 4-5 м/с, а в ряде регионов превышают 6 м/с, что создает хорошие условия для развития ветроэнергетики. По оценкам экспертов, величина потенциала ветроэнергетики в Казахстане составляет порядка 1820 млрд. кВт.ч в год и его использование ограничиваются только потребностями в энергии и возможностями энергетической системы балансировать мощность ветроэлектростанций.

Республика по своему географическому положению находится в ветровом поясе северного полушария и на значительной территории наблюдаются достаточно сильные воздушные течения, преимущественно Северо-Восточного, Юго-Западного направлений.

Исследования ветроэнергетического потенциала в ряде мест по территории Казахстана, проведенные в рамках проекта Программы развития ООН по ветроэнергетике, показывает о наличии хорошего ветрового атласа и условий для строительства ВЭС в Южной зоне (Алматинская, Джамбульская, Южно-казахстанская области), в Западной зоне (Атырауская и Мангистауская области), в Северной зоне (Акмолинская область) и Центральной зоне (Карагандинская область). Наличие свободного пространства позволяют развивать мощности ВЭС до тысяч МВт. Исследования распределения ветроэнергетического потенциала должны быть продолжены с целью определения перспективных площадок для строительства ВЭС.

Однако в условиях существующего рынка электроэнергии ветроэнергетические ресурсы Казахстана практически не осваиваются. Основной причиной является неконкурентность ветроэнергетики на рынке электроэнергии. Стоимость электроэнергии от ВЭС с учетом возврата инвестиций может составлять порядка 8-10 тг/кВтч. Стоимость электроэнергии на шинах энергопроизводящих организаций составляет в настоящее время 2-4,5 тг/кВтч. Прогнозируемая стоимость электроэнергии у традиционных энергопроизводящих организаций к 2015 году может составить: в Южной зоне - 5,5 тг/кВтч, Западной зоне - 5-6 тг/кВтч, Акмолинской области - 5,5-7,9 тг/кВтч, Карагандинской области - 6-7 тг/кВтч. Необходимо отметить, что после возврата инвестиций, ветроэнергетика вполне может быть конкурентной на рынке электроэнергии.

В связи с увеличением спроса на электроэнергию и генерирующую мощность, тарифы будут продолжаться увеличиваться и могут составить 7-10 тенге/кВтч для удаленных регионов уже в ближайшей перспективе. Таким образом, использование ветроэнергетики является экономически обоснованным уже сейчас, начиная с обеспечения энергоснабжения небольших населенных пунктов, не имеющих надежного централизованного электроснабжения или не подключенных к нему, то есть частичная децентрализация электроснабжения сельских территорий республики.

Значительная территория Казахстана при централизации электроснабжения обуславливает наличие протяженных распределительных линий электропередач, составляющих свыше 370 тыс. км. Содержание электрических сетей большой протяженности, равно как и значительные потери электроэнергии (25-40 %) при транспорте ухудшают экономику энергоснабжения. Часть сельских электросетей пришла в негодность и восстановление их экономически нерентабельно. По данным министерства сельского хозяйства 255 сельских населенных пунктов лишены централизованного электроснабжения. В Казахстане насчитывается несколько тысяч фермерских хозяйств, лишенных электроснабжения. В ряде регионов остро стоит вопрос водоснабжения сельских потребителей, в том числе из-за отсутствия электроснабжения. Министерство энергетики и минеральных ресурсов в 2008 году подготовил проект Национальной Программы развития ветроэнергетики до 2015 г. с перспективой до 2024 г.

Цель Программы заключается в использовании ветроэнергетического потенциала Казахстана для производства электроэнергии в объеме 900 млн. кВтч в год к 2015 году и 5 млрд. кВтч к 2024 году.



Расчет катушек электрических аппаратов

Основной частью многих аппаратов, например, контакторов, магнитных пускателей, реле, тормозных электромагнитов и других, является втягивающая катушка. При прохождении тока по катушке создается магнитное поле, под действием которого стальной сердечник катушки намагничивается и притягивает якорь. Якорь включает или выключает соответствующие, контакты электромагнитного аппарата.

Катушка является ответственным узлом аппарата дистанционного или автоматического управления, поэтому при выходе ее из строя (это случается в производственных условиях довольно часто) очень важно знать, как перемотать эту катушку.

Восстановить обмоточные данные катушки, если есть паспорт, нетрудно. В этом случае наматывают новую катушку, количество витков которой и сечение провода должны соответствовать паспортным данным.

Иногда приходится перематывать катушки электромагнитных аппаратов на напряжение, отличное от паспортного; число витков катушки, при котором четко срабатывает контактор, пускатель и т. д., можно считать прямо пропорциональным напряжению, подводимому к катушке, ибо на каждый виток должно приходиться определенное напряжение для четкости срабатывания аппарата; сечение же провода катушки ? обратно пропорционально напряжению. При уменьшении сечения провода катушка может нагреться до недопустимой величины, при увеличении же сечения ее габариты могут превзойти допустимые размеры.

Определить число витков и диаметр обмоточного провода катушки контактора. Данные по вариантам приведены в следующей таблице.

Вариант выбирается по сумме двух последних цифр зачетки

	2	4	6	8	10	12	14	16	18
U	220	380	220	380	220	380	220	380	220
Qс	484	441	400	484	529	441	484	529	441
l0	44	42	41	40	42	43	44	45	46
h0	34	30	31	35	32	30	36	31	32

Сумма двух последних цифр зачетной книжки составило 9+3=12 вариант.

Решение. Дано:

U= 380 В, Q_с = 441 мм², l₀= 43 мм², h₀= 30 мм².

1. По рис. 3 определяем число витков щ₀ на 1 В, пологая, что режим работы повторно ? кратковременный S3 ? 40 %: щ₀= 6.

Обмоточные данные катушки переменного тока щ₀ с достаточной для практики точностью можно рассчитать по графику, приведенному на рисунке 3. На графике по горизонтальной оси отложено значение сечения стержня магнитопровода Q_c в квадратных сантиметрах, а по вертикальной оси ? число витков, приходящихся на 1 В рабочего напряжения:

, (46)

где U ? напряжение сети, В.

Рисунок 3 ? График для определения числа витков катушки: 1 ? длительный режим S1, 2 ? повторно ? кратковременный S3 ? 40 %

Для расчета числа витков на 1 В рабочего напряжения катушки в зависимости от режима работы пользуются наклонными линиями, одна из которых соответствует длительному режиму работы S1 = 100 %, а другая повторно ? кратковременному режиму при S3 = 40 %.

2. Количество витков катушки щ:

щ = щ₀U. (47)

Общее число витков щ = щ₀U= 6*380=2280 витков.

3. Для определения диаметра провода необходимо учитывать так называемый коэффициент заполнения k_З. Коэффициент заполнения показывает отношение суммарной площади поперечного сечения изолированных проводов к площади окна магнитопровода Q₀. Он зависит от типа изоляции, формы и сечения провода и вида намотки.

Коэффициент заполнения определяют по графику, приведенному на рисунке 4, в котором промежуточная линия является средним значением коэффициента заполнения.

Рисунок 4 ? График для определения коэффициента заполнения окна магнитопровода k_З

По рис. 4 по средней линии графика определяем коэффициента заполнения окна магнитопровода k_З=0,34.

4. Вычислив сечение окна магнитопровода магнитной системы, рисунок 5, и умножив его на коэффициент заполнения k₃, получим площадь Q_обм, занимаемую обмоткой:

Q_обм = k₃·l₀·h₀ = k₃·Q_0. (48)

Рисунок 5 ? Магнитопроводы аппаратов переменного тока: а ? клапанный, б ? броневой, в ? трехфазного тока; 1 ? катушка, 2 ? сердечник

Площадь сечения обмотки Q_обм = k₃·l₀·h₀=0,34*43*30=439мм².

5. Когда известна площадь Q_обм, можно определить число витков, приходящихся на 1 м² этой площади щ₀':

. (49)

Определяем число витков, приходящихся на 1 м²:

=.

6. По найденному значению щ₀' и графикам, приведенным на рисунке 6 и 7, определяют диаметр требуемого провода d. Следует отметить, что для контакторов, реле и магнитных пускателей чаще всего берут провода с эмалированной изоляцией ПЭЛ, ПЭВ-1, ПЭВ-2, ПЭМ-1, ПЭМ-2, а для тормозных магнитов и контакторов с тяжелым режимом работы ? ПЭЛР-1, ПЭЛР-2, ПЭЛБО, ПБД.



Рисунок 6 ? Графики для определения диаметра обмоточных проводов ПЭЛБО (1) и ПСД, ПСДК и ПБД (2)

Выбираем обмоточный провод ПЭЛБО и определяем его диаметр по графику d=0,3 мм.



Список литературы

1. Баймуратов У. Национальная экономическая система. Алматы: ?ылым, 2000. - С. 389.

2. Кенжегузин М.Б. Рыночная экономика Казахстана. - Алматы, 2003. - с. 376.

3. Ежегодный статистический сборник Агентства РК по статистике за 2002-2012годы. С. 107.

4. Лопатина В.В. Малый толковый словарь. Москва, 1986.

5. Абалкин Л.И. Что такое хозяйственный механизм. - М., 1980. - С. 6.

6. Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для вузов. - М: Высшая школа, 1989.

7. Евдокунин Г.А. Электрические системы и сети: Учебное пособие для электроэнергетических специальностей. - СПб.: Издательство Сизова, М.П., 2001.

8. Волобринский С.Д., Электрические нагрузки и балансы промышленных предприятий. ? Л, "Энергия", 1976 - 128 с.

9. Болотов А.В., Шепель Г.А. Электротехнологические установки. - М: Высшая школа, 1988 - 336 с.

10. Липкин Б.Ю. Электроснабжение промышленных предприятий и установок. - М: Высш. шк., 1990 - 336 с.

Размещено на Allbest.ru