Главная страница -> Переработка мусора
Современные принципы автоматизац. Вывоз мусора. Переработка мусора. Вывоз отходов. СтроительствоГ.Е.Поспелов, заслуженный деятель науки и техники Республики Беларусь, д.т.н., профессор БНТУ Е.Г.Поспелов, инженер Одним из основных направлений повышения экономичности электрической сети (ЭС) следует признать правильный выбор её основных параметров. Так, например, нельзя не согласиться с высказыванием профессора П. Г. Грудинского [1], что экономически целесообразнее проектировать сети с более низким уровнем потерь, чем добиваться снижения потерь в уже действующих сетях . По его мнению, ЭС проектируются с завышенными потерями электроэнергии (ЭЭ), что является следствием неправильного экономического обоснования проектных решений и нерационального построения схем ЭС, заниженного номинального напряжения [1]. Причиной выбора заниженных напряжений может стать [1] стремление снизить вложения в сети без учёта вложений в электростанции, т.е. использование метода экономических сопоставлений. Поэтому в данной статье принимается принцип [2] определения оптимального соотношения между единовременными капиталовложениями на сооружение ЭС и стоимостью потерь ЭЭ. На этой основе предлагаются далее принципиальные направления повышения экономичности ЭС. Выбор сечений проводов проектируемой ЭС производится с учётом: а) технико-экономических показателей; б) пропускной способности проводов по нагреву; в) механической прочности проводов воздушных линий (ВЛ); г) условий образования короны. В некоторых случаях необходима проверка на устойчивость при протекании тока короткого замыкания. Критерием выбора сечения проводов воздушных и кабельных линий, согласно [3], является минимум приведённых затрат. Однако реализация этого принципа носит дискуссионный характер: в частности, применение нормированной экономической плотности тока обладает рядом недостатков, которые отмечались в [4; 5; 6 и др.]. Значения нормированной экономической плотности тока были установлены, исходя из прямолинейной зависимости стоимости сооружения линий от сечения проводов, и не учитывают постоянной составляющей капитальных затрат, что, как отмечено в [5], может приводить к решениям, не имеющим смысла. Строительство ВЛ 110 кВ с меньшими сечениями проводов может обходиться дороже, чем линий с большими сечениями [3]. В широком диапазоне сечений ВЛ 110 кВ на унифицированных опорах имеют примерно одинаковые капитальные затраты. Отмеченный недостаток свойственен также методу экономических интервалов в виде, в котором он обычно даётся в учебных пособиях по курсу Электрические системы и сети . Так, согласно [4], экономический ток по методу экономических интервалов определяется по формуле: где р — суммарная доля ежегодных отчислений (затрат) от капиталовложений; — время потерь; — стоимость 1 кВт-ч потерь; К, и К2 — стоимости линий сравниваемых сечений F1 и F2, тыс. руб/км; R1 и R2 — сопротивления линий тех же сечений, Ом/км. Из (1) видно, что даже если К, и К полностью учитывают капитальные затраты (при любой зависимости от сечения), то в разности (К, - К,) постоянная составляющая стоимости линий пропадает. Поэтому отмеченный выше недостаток метода нормированной плотности тока присущ и методу экономических интервалов. Для ЛЭП на унифицированных опорах ]э может получиться близким к нулю или отрицательным. Этого недостатка лишены усовершенствованный [5] метод экономических интервалов и метод критериальных параметров [6]. В качестве экономического критерия в этих методах принята стоимость передачи и распределения ЭЭ. Экономическая мощность, соответствующая минимуму стоимости передачи ЭЭ [6]: где г0 — активное сопротивление 1 км линии. Экономические мощности для двух стандартных смежных сечений проводов F1 и F2: где К, и К, — стоимости 1 км линии сечением F1 и F2. Если заданная нагрузка равна Рэ1 или Рэ2, то наиболее экономичным будет соответственно сечение F, или F2. Если заданная нагрузка в пределах Рэ1- Рэ2, то до определённой граничной мощности Рг выгодно сечение Fr а ближе к мощности Рэ2 — сечение F2. Pr определяется как среднегеометрическая двух мощностей: На основе критериальных параметров для определения наивыгоднейшего напряжения и экономической плотности тока получены [7] формулы: где — передаваемая мощность, l— дальность передачи. Предложенная [7] методика позволяет определить экономические плотности тока для конкретной шкалы стандартных сечений проводов с учётом существующих цен. Основные параметры ЭС, выбранные по методике [7], обеспечивают оптимальное соотношение средств между отчислениями от капитальных затрат и стоимостью потерь ЭЭ сети, а следовательно, и минимальную стоимость передачи и распределения ЭЭ. В качестве параметра, определяющего потери ЭЭ, был принят [8] КПД ( ) линий. Стоимость передачи ЭЭ, в зависимости от КПД, имеет ярко выраженный минимум [8]. Значение э, соответствующее минимальной стоимости передачи ЭЭ, называется экономическим КПД. Отклонению стоимости передачи ЭЭ от минимального значения на 5% соответствуют отклонения КПД от -4 до +2% [8]. Эти значения и исследования [7] показывают, что параметры сети должны соответствовать экономическому КПД. Для улучшения технико-экономических характеристик ЭС [8] необходимо увеличение критериальной длины, наиболее эффективные пути достижения которого -повышение номинального напряжения и уменьшение сопротивления линий. Эффективным также должно быть уменьшение стоимости K1 — 1 км линии за счёт применения новых материалов и конструктивных решений. Выбор передаваемых мощностей по ЭС представляет собой сложную задачу, которая в конечном виде может быть решена только для конкретных условий. В основу выбора передаваемой мощности следует положить технико-экономические расчёты. Желательно обеспечить минимальное значение стоимости передачи ЭЭ, которое, как было указано выше, будет при экономическом КПД, соответствующем согласно [7] экономической мощности: Значение мощности Рэ, соответствующее экономическому КПД 3, обеспечивает минимальную стоимость передачи ЭЭ. Оно может быть также рассчитано по формуле (2). Повышение экономичности ЭС может достигаться совершенствованием управления развитием и режимами с помощью АСУ большими электроэнергетическими системами. Весьма существенный момент для реализации этой возможности — создание информационно-математической модели ЭС, в том числе блока по определению и оптимизации её технико-экономических характеристик. Заключение Основные пути повышения экономичности ЭС могут быть намечены на основе анализа стоимости передачи и распределения ЭЭ. При этом полезным критерием является экономический КПД, который позволяет найти оптимальное соотношение между капзатратами и потерями ЭЭ в ЭС. На основе экономического КПД предложены методы расчёта экономического сечения проводов и номинального напряжения ЭС. Улучшить технико-экономические характеристики ЭС позволит совершенствование управления путём учёта их в АСУ энергосистемами. При разработке блока алгоритма управления по определению и оптимизации технико-экономических характеристик ЭС важен выбор технико-экономических показателей и критериев, условия применения которых рассмотрены в [8]. Литература 1.Грудинский П.Г. Снижение потерь при проектировании сетей энергетических систем. Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях.— М.: НТОЭП, 1978. 2. Поспелов Г.Е. Элементы технико-экономических расчётов систем электропередачи.— Мн.: Вышэйшая школа, 1967. 3. Справочник по проектированию электроэнергетических систем / Под ред. С.С.Рокотяна и И.М.Шапиро.— М.: Энергоатомиздат, 1985. 4. Блок В.Н. Электрические сети и системы.— М.: Высшая школа, 1986. 5. Зельцбург Л.М. Экономическая плотность тока.— Нижний Новгород: Электропроект, 1990. 6. Поспелов Г.Е. Выбор сечений проводов электрических сетей по экономическому фактору // Энергетика... (Изв. высш. учеб, заведений и энерг. объединений СНГ).—2002.— №2. 7. Поспелов Г.Е. Методика анализа и расчётов основных технико-экономических показателей электрических сетей.— Мн.: БГПА, 1996. 8. Поспелов Г.Е. Оптимизация и снижение потерь энергии в электрических сетях // Энергия и менеджмент.— 2002.— №1.
Повышение эффективности работы энергосистем в условиях постоянного роста цен на топливо и энергию связано с созданием современных АСКУЭ энергосистем. Они позволяют в реальном масштабе времени считать с высокой достоверностью и точностью балансы энергии по всем структурам энергосистем, выявлять потери энергии и предлагать руководству подразделений энергосистемы все данные учета для принятия правильных решений по оптимизации процесса энергоснабжения и расчетам с потребителями. В предыдущей статье (№ 6(18) 2002 – 1(19) 2003) мы рассмотрели особенности индукционных счетчиков, телемеханических систем, традиционных АСКУЭ и пришли к выводу, что именно электронный счетчик позволяет перейти к построению принципиально новых эффективных структур АСКУЭ. Один из пионеров в области дистанционного электроучета с применением принципа непосредственного сбора данных с электронных электросчетчиков по цифровым интерфейсам – концерн «Лэндис и Гир». Его система DATAGYR 2000 использует концепцию сбора показаний регистров своих электронных счетчиков по фирменному протоколу STOM (Serial Transmission of Original Meter Values – последовательная передача оригинальных показаний счетчиков) на свои же системы учета (универсальное устройство дистанционного учета FAG с местной обработкой данных или кодер FBS, использующийся там, где не требуется локальная обработка данных). Эта система ориентирована на использование на всех уровнях учета собственного фирменного, достаточно дорогого оборудования и может рассматриваться как один из возможных вариантов реализации предлагаемой более общей концепции сбора архивных данных электронных счетчиков по цифровым интерфейсам (архивные данные содержат показания счетчиков как частный случай и включают в себя, кроме того, архивы графиков нагрузки, нештатных событий и т.п.). От импульсных сигналов к цифровым интерфейсам В традиционных АСКУЭ энергоучет основан на импульсной передаче приращений энергии от счетчиков к системе учета, расположенной на среднем уровне АСКУЭ. В свою очередь информация, накапливаемая в системе учета от счетчиков, передается по цифровым интерфейсам и соответствующим каналам связи на верхний уровень АСКУЭ – уровень ПЭВМ или сети ПЭВМ соответствующей структуры энергосистемы. В случае разрушения канала связи или его сбоев, отключения или неисправности ПЭВМ исключается потеря информации, так как после устранения неисправностей возможно повторное обращение к системе учета за ранее недополученной информацией (система продолжает накапливать и архивировать измерительную информацию независимо от сбоев связи с ПЭВМ). Другая картина складывается на нижнем уровне традиционной АСКУЭ в случае разрушения или сбоев измерительных импульсных каналов, отключения или неисправности системы учета. Поскольку передача данных учета от счетчиков в систему происходит с помощью приращений энергии, то любая из указанных неисправностей приводит к безвозвратной потере текущих данных учета и, следовательно, к существенному снижению достоверности и точности учета в целом. Такая ситуация типична для реальных условий эксплуатации систем учета, когда временно отключается сетевое питание системы или нарушается контакт в линии связи от счетчика к системе. Во время такого отключения система сохраняет в памяти с помощью встроенного аккумулятора все ранее накопленные данные, но не может обеспечить прием импульсов от продолжающих работу счетчиков. Эффективный выход из создавшегося положения связан с хранением непосредственно в точке измерения энергии архива данных учета и организацией удаленного доступа к этому архиву по за-просу с возможностью многократного обращения к любым элементам архива. Именно такую возможность предоставляют современные микропроцессорные электронные счетчики с цифровыми интерфейсами. Поскольку питание электронного счетчика производится непосредственно от фидера точки учета, то пропадание этого питания не приводит к потере текущей информации счетчиком – энергопотребление нагрузки и измерительные данные отсутствуют. Накопленную же ранее информацию счетчик, как и система учета, сохраняет за счет встроенного аккумулятора. При восстановлении питания на фидере учета счетчик возобновляет свою работу и продолжает вести учет без какой-либо потери данных – достоверность учета абсолютна. Только выход из строя самого счетчика может привести к нарушению учета и потере всех накопленных ранее данных, если они вовремя не были запрошены и сохранены на верхнем уровне АСКУЭ. Свойства накопления в электронном счетчике архивных данных и их доступность по цифровому интерфейсу с верхнего уровня АСКУЭ делают ненужными импульсные средства передачи-приема приращений энергии и соответственно ставят под вопрос целесообразность использования и дальнейшего развития существующих систем учета с числоимпульсным приемом измерительной информации. Электронные счетчики кардинально меняют принципы построения систем среднего уровня АСКУЭ: теперь и в будущем такие системы должны обладать возможностью сбора данных с электронных счетчиков не по телеметрическим выходам, а по цифровым интерфейсам. Целесообразность сохранения систем учета на среднем уровне АСКУЭ остается и вызывается, с одной стороны, необходимостью ведения комплексного энергоучета по совокупности счетчиков объекта учета на месте их установки (на подстанции), и, с другой стороны, ограничениями каналов связи по обеспечению непосредственного доступа с верхнего уровня АСКУЭ к каждому отдельному счетчику. Структура энергоучета в современных АСКУЭ Совместимость интерфейсов Совершенно ясно, что замена миллионов установленных индукционных электросчетчиков электронными является длительным процессом, в ходе которого новые системы учета должны будут работать как с телеметрическими выходами индукционных счетчиков, так и с цифровыми интерфейсами электронных счетчиков. Уже сегодня интерфейсы электронных счетчиков различных изготовителей отличаются друг от друга (RS-232, RS-422, RS-485, CL, ИРПС и другие), а поскольку маловероятна возможность построения масштабных АСКУЭ энергосистем с применением счетчиков только одного изготовителя, то системы учета будущего должны иметь возможность работы с различными электронными счетчиками и с различными интерфейсами. Вопрос физического преобразования одного интерфейса в другой может быть сравнительно просто решен за счет использования стандартных микроэлектронных преобразователей типа, например, RS-232/RS-485, RS-232/ ИПРС и других. Более принципиален вопрос различия протоколов обмена для счетчиков разных изготовителей. Реальные протоколы обмена по цифровым интерфейсам электронных счетчиков различных изготовителей не стандартизированы, различны и, более того, зачастую скрываются изготовителями в целях жесткой привязки потребителей к своей продукции и создания технической и финансовой зависимости потребителя от изготовителя или продавца изделий. Такая политика фирмы оборачивается в конце концов ущербом для самого изготовителя: открытость протоколов обмена является залогом широкого использования счетчиков, а их закрытость, наоборот, тормозит применение счетчиков и сужает потенциальный рынок сбыта. Создание новых АСКУЭ с новыми системами учета и электронными счетчиками требует стандартизации и открытости протоколов обмена счетчиков по цифровым интерфейсам. Изготовители электронных счетчиков, видимо, скоро поймут это, как давно уже поняли изготовители приборов учета жидких и газообразных энергоносителей, приступивших к созданию унифицированных интерфейсов и протоколов на базе «полевой архитектуры». От цифровых интерфейсов к полевой архитектуре Выше шла речь об организации АСКУЭ энергосистем по электроэнергии, но энергосистемы снабжают потребителей как электроэнергией, так и тепловой энергией в виде горячей воды и пара (от теплоэлектроцентралей и котельных через разветвленные тепловые сети с теплоузлами и теплопунктами). Все сказанное об АСКУЭ энергосистемы по электроэнергии в равной мере применимо и к АСКУЭ по теплоэнергии. Более того, одна и та же глобальная АСКУЭ энергосистемы может и должна решать одновременно как задачи электроучета, так и задачи теплоучета с поправкой лишь на первичные приборы: при теплоучете применяются расходомеры и счетчики среды, теплосчетчики, датчики давления и температуры. Данные виды приборов, в отличие от индукционных или электронных электросчетчиков с импульсными выходами, изначально имели для дистанционного сбора данных аналоговые токовые выходы (типа, например, 0-5 mA). Изготовители теплотехнических приборов учета в последние 15-20 лет стали наряду с аналоговыми выходами широко применять в своих приборах и цифровые интерфейсы. С переходом к цифровым интерфейсам возникли те же проблемы, что обрисованы выше для электронных счетчиков: несовместимость приборов по интерфейсам и протоколам при попытке их объединения в единую систему автоматизации. Такая несовместимость в первую очередь больно бьет по потребителям, у которых в силу исторического характера развития производства и соответственно энергоучета, складывается разнородная номенклатура приборов учета. Изготовители приборов учета под давлением рынка сбыта поняли, что в их же интересах в конкурентной борьбе за потребителя перейти к обеспечению совместимости всех своих приборов. Последние 5 лет в технике учета и управления энергоносителями бурно развивается направление системной интеграции территориально рассредоточенных первичных преобразователей – полевых приборов. Они создаются на базе отдельных фирменных стандартизированных протоколов типа M-bus, Modbus, Profibus с дальнейшим постепенным переходом от них к единой полевой шине Fieldbus (в частности, к ее международному открытому и жесткому стандарту Foundation Fieldbus). Эта шина направлена на создание полностью цифрового коммуникационного протокола с передачей информации в обоих направлениях между полевыми устройствами и системами управления (учета) и с поддержкой взаимозаменяемости приборов от разных мировых изготовителей. Следует особо отметить, что полевая архитектура – «интеллектуальные» полевые приборы, цифровая коммуникация и распределенное управление (учет) – приходит на смену централизованному пультовому управлению, стирая грань между системой управления и полевым оборудованием. Путь «интеллектуальной» совместимости, который сейчас проходят приборы теплоучета мировых изготовителей, неминуемо предстоит пройти и электронным электросчетчикам. От специализированных сетей систем учета к корпоративным сетям ПЭВМ Схема создания традиционных АСКУЭ энергосистем на базе индукционных счетчиков с телеметрическими выходами и систем учета с импульсными входами во многом основывается на логике построения многоуровневых специализированных сетей систем учета. То есть передача данных энергоучета со станционных систем учета на уровень РЭС, ЭС или областной энергосистемы происходит в рамках связи между периферийной, промежуточной или центральной системами учета, установленными на соответствующих уровнях энергосистемы. Такой подход был в прошлом оправдан, поскольку на основных структурных уровнях энергосистемы отсутствовали какие-либо другие средства автоматизированного приема и обработки измерительных данных с систем учета. С начала 90-х годов в энергосистемах начался интенсивный процесс внедрения ПЭВМ, а затем и их локальных сетей: сначала сети были созданы на уровне управления энергосистем, затем они появились в электросетях, а теперь появляются в РЭС. Сегодняшний процесс становления сетей ПЭВМ различных структурных уровней энергосистем характеризуется объединением их и превращением в корпоративные сети ПЭВМ. При этом появляются возможности стандартной доставки любых цифровых данных по существующим каналам корпоративных сетей с уровня РЭС на любой вышестоящий уровень энергосистемы. В условиях развития корпоративных сетей теряют смысл многоуровневые специализированные сети систем энергоучета и использование систем учета ограничивается только одним уровнем – уровнем подстанций. Доставка данных с подстанционных систем учета на верхние уровни энергосистем может быть произведена непосредственно в соответствующие корпоративные сети ПЭВМ с цифровых интерфейсов систем учета и через имеющиеся в энергосистеме каналы связи (высокочастотные каналы связи по линиям электропередачи, телефонные выделенные или коммутируемые каналы, радиоканалы и т.п.). Задача систем учета подстанционного уровня при этом сводится к сбору архивной информации со счетчиков подстанции (и, если это необходимо, ее местной обработке) и доставке ее по запросу в соответствующую корпоративную сеть. Используемые каналы связи окажут влияние только на оперативность сбора, но не на достоверность и точность данных, так как в любом сомнительном случае информация может быть запрошена еще раз через систему учета непосредственно от электронного счетчика и перепроверена. Доступ к информации энергоучета на уровне любой корпоративной сети может быть реализован на любой рабочей станции сети через программный комплекс автоматизированного рабочего места оператора АСКУЭ. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Создание современных АСКУЭ энергосистем основывается на массовом внедрении электронных электросчетчиков, обладающих возможностями долговременного хранения архивных данных энергоучета и доступа к этим данным по цифровым интерфейсам. Выбор электронных счетчиков для использования в АСКУЭ энергосистемы должен основываться на их как технико-экономических, так и коммуникационно-информационных характеристиках. Предпочтение следует отдавать счетчикам, имеющим стандартный и открытый протокол обмена по цифровым интерфейсам. Системы учета АСКУЭ энергосистемы должны обладать возможностями сбора данных с электронных счетчиков по цифровым интерфейсам, а на переходный период замены индукционных счетчиков электронными и дополнительной возможностью сбора данных по телеметрическим выходам счетчиков. Создание глобальных АСКУЭ энергосистем необходимо осуществлять на комплексной основе учета энергии как электрической, так и тепловой с применением в последнем случае первичных приборов теплоучета, позволяющих, аналогично электронным электросчетчикам, хранить архивы данных в точке учета и обеспечивать доступ к этим данным по стандартным и открытым протоколам цифровых интерфейсов. Вывоз строительного мусора урбанизация городов. Вывоз мусора заказ строительного. Куда идёт малая энергетика – пре. Ввиду газового дефицита в россии. Экономические и технические аспекты строительства автономных источников энергии. Автоматизированные системы асоду. Цены на поставку топочного угля. Главная страница -> Переработка мусора |