авторефераты диссертаций БЕСПЛАТНАЯ БИБЛИОТЕКА РОССИИ

КОНФЕРЕНЦИИ, КНИГИ, ПОСОБИЯ, НАУЧНЫЕ ИЗДАНИЯ

<< ГЛАВНАЯ
АГРОИНЖЕНЕРИЯ
АСТРОНОМИЯ
БЕЗОПАСНОСТЬ
БИОЛОГИЯ
ЗЕМЛЯ
ИНФОРМАТИКА
ИСКУССТВОВЕДЕНИЕ
ИСТОРИЯ
КУЛЬТУРОЛОГИЯ
МАШИНОСТРОЕНИЕ
МЕДИЦИНА
МЕТАЛЛУРГИЯ
МЕХАНИКА
ПЕДАГОГИКА
ПОЛИТИКА
ПРИБОРОСТРОЕНИЕ
ПРОДОВОЛЬСТВИЕ
ПСИХОЛОГИЯ
РАДИОТЕХНИКА
СЕЛЬСКОЕ ХОЗЯЙСТВО
СОЦИОЛОГИЯ
СТРОИТЕЛЬСТВО
ТЕХНИЧЕСКИЕ НАУКИ
ТРАНСПОРТ
ФАРМАЦЕВТИКА
ФИЗИКА
ФИЗИОЛОГИЯ
ФИЛОЛОГИЯ
ФИЛОСОФИЯ
ХИМИЯ
ЭКОНОМИКА
ЭЛЕКТРОТЕХНИКА
ЭНЕРГЕТИКА
ЮРИСПРУДЕНЦИЯ
ЯЗЫКОЗНАНИЕ
РАЗНОЕ
КОНТАКТЫ


Pages:     | 1 |   ...   | 25 | 26 || 28 | 29 |   ...   | 39 |

«Федеральное агентство по рыболовству Мурманский государственный технический университет (МГТУ) Мурманский морской биологический институт (ММБИ) ...»

-- [ Страница 27 ] --

Отношение к искусственному осушению таежных земель с самого начала этих работ и практически до наших дней было самым радужным. Лесоосушение, по крайней мере в таежной зоне, расценивалось исключительно как способ "улучшения" природы, дающий возможность вырастить более продуктивные леса и увеличить их доступность для лесопользователей. Единственным формальным критерием, по которому оценивалась целесообразность и возможность осушения конкретного участка переувлажненного или заболоченного леса, была экономическая эффективность Секция "Биохимия и медицина" осушения. Несмотря на это, реальный экономический эффект был достигнут лишь в единичных случаях - практически только "в порядке эксперимента" на показательных и поддерживавшихся в оптимальном состоянии мелиоративных объектах. В конце концов, именно экономическая неэффективность проведения широкомасштабных лесоосушительных работ в условиях таежной зоны России и огромное количество ошибок и просчетов, допущенных при проектировании, строительстве и эксплуатации лесоосушительных систем, и послужили причиной практически полного прекращения этого вида хозяйственной деятельности. Несмотря на то, что сейчас работы по осушению лесов таежной зоны России практически нигде не проводятся, представляется целесообразным оценить позитивные и негативные последствия подобных работ. К положительным результатам работ по осушению таежных лесов можно отнести следующие.

1. Увеличение продуктивности осушенных лесов вследствие увеличения глубины корнеобитаемого слоя минеральной почвы или торфа, ускоренной минерализации органического вещества и увеличения доступности элементов минерального питания, улучшения условий аэрации корней деревьев.

2. Увеличение площади лесов за счет уменьшения площади безлесных болот.

3. Увеличение доступности лесосырьевых ресурсов для промышленной эксплуатации за счет строительства лесных дорог вдоль мелиоративных трасс и уменьшения заболоченности территории.

Как легко заметить, все эти результаты относятся чисто к "деревопродуцирующей" функции лесов. Отрицательные же последствия лесоосушения значительно более разнообразны;

строгая материальная оценка части из них вообще в настоящее время вряд ли возможна. К таким последствиям можно отнести:

1. Коренное изменение роли осушаемых лесных экосистем (особенно лесных болот) в поддержании баланса кислорода и углекислого газа в атмосфере. В условиях естественного природного равновесия только болотные экосистемы являются постоянными поглотителями углекислого газа из атмосферы. Если в находящихся в состоянии равновесия лесных экосистемах практически вся поглощаемая в процессе фотосинтеза углекислота выделяется обратно в процессе разложения мертвого органического вещества (валежа, лесной подстилки, иных остатков растений и животных), то в болотах происходит постоянное отложение органического вещества в виде торфа. Таким образом, болота (и заболоченные леса) являются не только экосистемами, активно поглощающими углекислый газ и выделяющими кислород, но и важнейшими резервуарами исключенного из атмосферного круговорота углерода.

Разложению мертвого органического вещества (и высвобождению связанной углекислоты) в болотах и заболоченных лесах препятствует избыток воды (вызывающий плохую аэрацию);

осушение удаляет избыточную воду и обеспечивает доступ кислорода к накопившемуся ранее органическому веществу, вызывая его ускоренное разложение. Если неосушенные болота в южной части таежной зоны связывают (с учетом всех потерь) до 3 тонн углекислого газа на гектар в год, то при осушении происходит обратный процесс, и за счет ускоренного разложения накопившейся ранее органики в атмосферу ежегодно выделяется до 10 тонн углекислого газа с гектара (что лишь частично, в лучшем случае на 20-30%, компенсируется увеличением прироста биомассы деревьев). В целом количество углекислоты, выделяющейся ежегодно со всех искусственно осушенных болот России, сопоставимо с количеством углекислоты, выделяющейся при лесных пожарах в самые "пожарные" годы. В условиях, когда "парниковый эффект" от накопления углекислоты Секция "Биохимия и медицина" в атмосфере Земли рассматривается как одна из важнейших глобальных экологических проблем, с этим нельзя не считаться.

2. Существенное изменение водного режима осушаемой и прилегающей территории, а также вытекающих с этой территории водотоков. Болота и заболоченные леса являются своеобразной естественной губкой, впитывающей излишки воды во время весеннего снеготаяния или ливневых дождей, а затем постепенно ее отдающей.

Осушение болот нередко приводит к существенному ухудшению водного режима питающихся из них рек. Показательным примером может служить река Дубна (север Московской области), на значительном протяжении протекавшая по сплошному болотному массиву. В конце прошлого - начале нашего столетий Дубна была одной из наиболее известных "рыбных" рек Московской губернии, и значительное количество рыбы поставлялось местным населением за 100 километров в Москву. Русло реки было спрямлено в конце 20-х г.г., а прилегающие к ней болота осушались вплоть до начала 90-х годов. В результате резкого уменьшения меженного стока и других связанных с осушением прилегающих земель изменений Дубна превратилась в реку, не имеющую существенного значения даже для любительского рыболовства.

3. Существенное загрязнение водоемов, в которые происходит сброс дренажных вод, торфяной крошкой и растворимыми продуктами разложения накопленной ранее органики. И то, и другое требует для своего дальнейшего разложения значительного количества растворенного в воде кислорода. В результате количество растворенного в воде кислорода существенно снижается, особенно в зимнее время. Это в отдельных случаях (особенно в слабопроточных водоемах) крайне неблагоприятно отражается на количестве рыбы, а в зимнее время нередко приводит к "заморам" - массовой гибели рыбы в результате кислородного голодания.





4. Резкое изменение условий существования болотных экосистем, их флоры и фауны, часто приводящие к быстрой гибели популяций многих видов растений и животных, уничтожению уникальных экосистем. Практически полное исчезновение, например, нескольких видов болотных орхидей и карликовой березки в Московской области после осушения большей части лесных болот и заболоченных лесов служит наглядным тому примером.

5. Катастрофический рост пожарной опасности на осушенных территориях.

Осушение приводит как к непосредственному увеличению способного к горению органического вещества, так и к увеличению количества потенциальных источников пожаров за счет легкой доступности осушенных лесов для посещения охотниками, рыболовами, сборщиками грибов и ягод и туристами. Катастрофические пожары на осушенных торфяниках, нередко приводящие к гибели людей, в отдельные годы становятся настоящим бедствием для целых областей. Торфяные пожары (значительно хуже поддающиеся тушению, чем любые другие виды лесных пожаров) на осушенных лесных территориях не только приводят к загрязнению атмосферы и водоемов (в том числе к выбросам значительного количества углекислого газа), но и сводят на нет экономический эффект от осушения лесов.

И еще один важный момент, касающийся осушения лесов (особенно на торфяных почвах). Лесные осушительные системы имеют обыкновение со временем выходить из строя за счет заполнения канав торфяной крошкой или песчаными наносами, перегораживания их бобровыми плотинами или зарастания, осадки торфа или выгорания его поверхностного слоя. Выход из строя осушительной системы приводит к постепенному восстановлению исходного уровня грунтовых вод. Как правило, это вызывает не просто замедление роста деревьев, но и гибель значительной их части, поскольку большая часть сформировавшихся после осушения крупных корневых систем оказывается ниже восстановившегося уровня грунтовых вод. Таким Секция "Биохимия и медицина" образом, осушение лесов, проводимое как разовое мероприятие, без дальнейшего тщательного ухода за мелиоративными системами, не оказывает благоприятного воздействия даже на древостой и даже только с чисто коммерческой точки зрения.

Между тем, именно такой подход к осушению лесов наиболее характерен для большей части осушаемых территорий таежной зоны России.

Таким образом, если взвесить все не только положительные, но и отрицательные последствия осушения лесов таежной зоны России, да еще и принять во внимание сложившуюся традицию забрасывать осушенные территории на произвол судьбы, этот вид хозяйственной деятельности в основном следует считать крайне неблагоприятным для природы и среды обитания человека и вряд ли целесообразным с хозяйственно экономической точки зрения.

Список литературы:

1) Родзевич Н.Н. Геоэкология и природопользование.- М.Дрофа,2003.-256с.

2) Нееф Э. Теоретические основы ланшафтоведения. - М.: «Прогресс», 1974, С.59 78.

3) Марков Ю.Г. Социальная экология.- Новосибирск, Изд-во «Наука», Сибирское отделение, 1986.-С.11-38.

4) Кремянский В.И. Информация и системный подход в биологии.- М.: «Знание», 1980-С. 5) Никитин К.Е., Швиденко А.З. Методы и техника обработки лесоводственной информации.- М.,1978.-С5- СЕКЦИЯ «ЭНЕРГЕТИКА И ТРАНСПОРТ»

Секция «Энергетика и транспорт»

Бабошин А.А., Малышев В.С. Анализ методов измерения давления в цилиндрах ДВС и обоснование необходимости разработки методов косвенного индицирования........................................................................................................ Баясгалан Загдхорол. Исследование и внедрение социального тарифа электроэнергии для потребителей Монголии...................................................................................... Беляев А.И., Хабибуллин Р.Г., Макарова И.В., Беляев Э.И., Сираев Р.З.

Совершенствование системы выполнения гарантийных обязательств за рубежом на основе анализа дефектов узлов автомобилей КАМАЗ...................................... Ветлужских С.Ю., Малышев В.С. Расчетная оценка надежности транспортных средств при выборе их оптимального состава......................................................... Власов А.В. Реконструкция гидроэлектростанций Пазского каскада с целью увеличения установленной мощности и экспортного потенциала........................ Гафуров А.Р. Развитие магистральных и системообразующих сетей как фактор повышения надежности и эффективности энергосистемы региона (на примере Мурманской области)................................................................................................. Гафуров А.Р. Повышение надежности и эффективности гидроэнергетики в контексте обеспечения энергобезопасности региона (на примере Мурманской области).. Горохов А.Ю. Основные направления развития деятельности сетевой компании филиала ОАО «МРСК Северо-Запада» «Колэнерго»............................................. Дзюба А.М. Современные методы и технологии энергосбережения в жилищно коммунальном хозяйстве............................................................................................ Долматова Е.С., Малышев В.С. Экономическая и экологическая оценка объектов возобновляемой энергетики....................................................................................... Зборовский М.Э., Яковлева Л.В., Ковалев Р.М. Создание обучающего и тестирующего комплекса программ для электроэнергетических предприятий... Ибрагимов Р.Р., Шорников В.П., Малышев В.С. Устройство для исследования потенциала ВЭУ для энергоснабжения удаленных объектов................................. Кончиц А.В. Совершенствование методов исследования несоответствий в автомобильном производстве.................................................................................... Мухаметдинов Э.М., Хабибуллин Р.Г., Макарова И.В., Буйвол П.А.

Централизованное автоматизированное управление дилерской сетью как способ повышения эффективности сбытовой деятельности машиностроительного предприятия................................................................................................................. Сабирова Я.М. Мероприятия по снижению тепловых потерь в зданиях.................... Слепухин Ю.А., Панкратов П.С. Современные методы контроля и источники искажений показателей качества электроэнергии в региональной сетевой компании...................................................................................................................... Шорников В.П. К вопросу подбора ветроэнергетической установки (ВЭУ)............. Шорников В.П. Комплекс практических и лабораторных работ по дисциплине «Нетрадиционные и возобновляемые источники энергии» (НИВИЭ).................. Секция "Энергетика и транспорт" АНАЛИЗ МЕТОДОВ ИЗМЕРЕНИЯ ДАВЛЕНИЯ В ЦИЛИНДРАХ ДВС И ОБОСНОВАНИЕ НЕОБХОДИМОСТИ РАЗРАБОТКИ МЕТОДОВ КОСВЕННОГО ИНДИЦИРОВАНИЯ Бабошин А.А., Малышев В.С. (МГТУ, кафедра энергетики и транспорта) Изменение давления газов в цилиндрах двигателя является наиболее информативным показателем, характеризующим качество рабочего цикла, а также позволяющим косвенно судить о техническом состоянии двигателя. Параметрический метод диагностирования по измерению давления газов в цилиндрах двигателя называют индицированием.

Обработка индикаторных диаграмм позволяет получать сведения о ходе рабочих процессов индицируемого двигателя, исследовать совершенство рабочих процессов, определять индикаторные показатели двигателя, оценивать техническое состояние двигателя, его экономичность и качество регулировки. Точность результатов, получаемых при обработке индикаторных диаграмм, в первую очередь зависит от качества исходных данных, которое определяется выбранным способом индицирования, погрешностью измерения давления и момента прохождения поршнем верхней мертвой точки.

Проведенный анализ информации по способам измерения давлений в цилиндрах двигателей внутреннего сгорания позволяет предложить следующую классификацию методов индицирования.

1. Прямое индицирование:

1.1 индицирование ДВС, оборудованных индикаторными кранами;

1.2 индицирование ДВС с внесенными в конструкцию изменениями – имеется отверстие в головке (крышке) блока ДВС для датчика давления (рисунок 1);

1.3 индицирование ДВС, не имеющих индикаторных кранов – с помощью различных датчиков, встроенных в свечи зажигания для двигателей с искровым зажиганием имеются (рисунок 2), в свечи накаливания или насос-форсунки для дизельных двигателей (рисунок 3).

Рисунок 1 – Датчики давления:

тензометрический датчик давления фирмы MVG Group (слева);

пьезоэлектрический датчик давления фирмы Kistler (в центре);

пьезоэлектрический датчик давления фирмы AVL (справа) Секция "Энергетика и транспорт" Рисунок 2 – Свеча зажигания M12x1,25 с датчиком давления фирмы Kistler (слева) и ее внутреннее устройство (справа) Рисунок 3 – Свечи накаливания с встроенным датчиком давления фирмы Optrand (слева) и фирмы Kistler (справа) Рисунок 4 – Свеча зажигания с датчиком давления в уплотнительной прокладке (слева);

датчик давления в виде шайбы: внешний вид (по середине), размеры датчика (справа) 2. Косвенное индицирование:

2.1 построение индикаторной диаграммы по данным неравномерности вращения коленчатого вала;

2.2 измерение давления в цилиндре с помощью датчиков, установленных в прокладке головки блока;

2.3 расчетное определение давления, используя виброакустические сигналы;

Секция "Энергетика и транспорт" 2.4 измерение давления в цилиндрах ДВС с помощью датчика давления, встроенного в уплотнительную прокладку для свечи зажигания (рисунок 4);

2.5 измерение давления с использованием датчиков, установленных под гайки шпилек (болты) крепления головки блока;

2.6 измерение давления путем установки тензодатчиков на уплотнительную прокладку газового стыка.

3. Отдельно можно выделить способы анализа давления с помощью прямого оптического контроля за сгоранием топлива в цилиндрах ДВС.

Проанализировав различные способы измерения давления в цилиндрах ДВС с учетом их стоимости, можно заключить:

1. Для двигателей, имеющих индикаторный кран, а также для двигателей с внесенными конструктивными изменениями в виде отверстия для датчика прямого индицирования, существует достаточно много средств для получения индикаторных диаграмм, но их стоимость очень высока (от 200000-500000 р. и выше).

2. Автомобильные двигатели не оборудуются индикаторными кранами, а внесение изменений в конструкцию ДВС неприемлемо. Для таких двигателей возможно использование датчиков давления, встроенных в свечу зажигания (или накаливания). Анализ показал, что стоимость только свечи зажигания с встроенным датчиком давления находится в пределах от 50000 до 200000 р., кроме того, необходимы усилитель-преобразователь, программное обеспечение и т.д.

3. Для автомобильных ДВС без внесения изменений к конструкцию двигателя возможно использование косвенных методов измерения давления, но названные способы косвенного индицирования либо используются в виде отдельных экспериментальных проработок, и требуют дальнейшего развития, либо не имеют массового распространения.

Такое положение дает право исследователям предлагать и разрабатывать новые методы и средства диагностирования ДВС, уделяя при этом основное внимание реализации способов косвенного индицирования.

Базовыми тенденциями современного двигателестроения остаются повышение топливной эффективности и эксплуатационной надежности двигателей, а также их экологическая безопасность. Без качественного контроля и регулирования процесса сгорания невозможно соблюдение все более ужесточающихся экологических норм.

Имея информацию о давлении в цилиндрах, блок управления двигателем может оперативно вносить изменения в процесс сгорания. Уже сейчас выпускаются автомобили с двигателями, в которых штатно используются системы для измерения давления в цилиндрах двигателя. Двигатели фирмы Opel с системой подачи топлива аккумуляторного типа (common-rail) работают по технологии Clean-Tech, которая обеспечивает низкий уровень токсичных выбросов на протяжении всего срока службы двигателя. Система управляет процессом сгорания в цилиндрах по замкнутому циклу, непрерывно меняя подачу топлива в зависимости от режима сгорания в двигателе.

Пьезорезистивные датчики давления, установленные в свечах накаливания, осуществляют непрерывное измерение давления в камерах сгорания. Затем данные направляются в центральный блок управления двигателем, который определенным образом регулирует объем и продолжительность впрыска топлива. Изменяя угол опережения и продолжительность впрыска, можно регулировать максимальное давление и температуру в цилиндре, тем самым уменьшать эмиссию NOx.

Кроме того, в современных дизельных двигателях существенно усложнен впрыск топлива. Он производится не только в два этапа (предварительный и основной), но существуют системы, в которых подача топлива осуществляется в несколько этапов (до 5 и более) в зависимости от условий работы двигателя. Известные зависимости для Секция "Энергетика и транспорт" расчетного описания процессов сгорания в таких ДВС оказываются неприменимыми.

Сейчас много исследований связано с поиском и возможным использованием альтернативных видов топлив. Исследуется работа двигателей на газе, водороде, синтетических топливах, исследуются возможности применения различных присадок к топливу, продолжается совершенствование конструкции ДВС. Все эти исследования требует глубокого изучения внутрицилиндровых процессов на основе получения и обработки индикаторных диаграмм. Ибо только наличие объективной информации о текущем протекании рабочего процесса в цилиндрах двигателя позволяет реализовать оптимальное регулирование его работы.

Таким образом, если традиционно индицирование использовалось при проведении специальных исследований рабочего процесса и при диагностировании ДВС, то в настоящее время индицирование становится постоянной функцией системы управления двигателем. К сожалению, высокая стоимость стендов для определения мощности ДВС и имеющихся средств индицирования не позволяют исследователям получать необходимые экспериментальные данные. Сказанное выше доказывает необходимость разработки новых методов индицирования и развития имеющихся. При этом методы косвенного индицирования представляются наиболее предпочтительными. Проводимые на кафедре «Энергетики и транспорта» исследования по разработке методов косвенного индицирования являются таким образом актуальными и востребованными.

Список литературы:

1) «Дизель-Адмирал» - универсальный программно-аппаратный диагностический комплекс на базе обработки теплотехнических параметров дизеля [Электрон.

ресурс]. - http://www.npkgarant.spb.ru/cgi-bin/index.cgi?content=dadmiral 2) Пат. RU 2078324 C1, МПК 6 G01M15/00. Способ определения технического состояния двигателей внутреннего сгорания и экспертная система для его осуществления.

3) Технологии Fiat: опережая время [Электрон. ресурс]. http://fiat.com.ua/news/084/ 4) Экономия без компромиссов: Opel Insignia ecoFLEX [Электрон. ресурс]. http://opelclub.autokvartal.ru/materials/news/news_814/ 5) DEPAS Laboratory – система мониторинга рабочего процесса судовых дизелей [Электрон. ресурс]. - http://www.depas.odessa.ua/ 6) MVG-GROUP. Датчики давления. Приборы для измерения давления газа.

[Электрон. ресурс]. - http://mvg-group.ru/pressure/ 7) Opel Insignia ecoFLEX, новости и новинки автомобилей, обзорные статьи [Электрон. ресурс]. - http://autoclyne.ru/index.php?newsid= 8) Optrand, Inc. - Fiber Optic Pressure Sensors for High Temperature Applications [Электрон. ресурс]. - http://www.optrand.com/ 9) Kistler [Электрон. ресурс]. - http://kistler.com/ Секция "Энергетика и транспорт" ИССЛЕДОВАНИЕ И ВНЕДРЕНИЕ СОЦИАЛЬНОГО ТАРИФА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ДЛЯ ПОТРЕБИТЕЛЕЙ МОНГОЛИИ Баясгалан Загдхорол (Москва, МЭИ (ТУ), кафедра ЭЭС, zagdaa1@yahoo.com) Abstract. The key goal of the “Mongolia’s Strategy Sustainable Development of the Energy Sector 2002-2010” developed by the Mongolian Government is to meet the requirements for sustainable development of the energy sector by creating efficient energy supply, thus will increase participation of private sector & citizen’s socials involvement;

based on regional energy cooperation to introduce new advanced technologies into to energy sector to improve the economical efficiency, reduce poverty and to provide the environmental sustainability for the country. This document gives high priority for taking into consideration the issue to introduce a tariff mechanism concerning the payment capability of the people.

Основная цель плана "Стратегия устойчивого развития Монгольского энергетического сектора, 2002-2010 годы", заключается в том, чтобы удовлетворить потребности в интересах устойчивого развития энергетического сектора за счет создания эффективных энергетических поставок, тем самым увеличит участие деятельности частного сектора;

на основе регионального сотрудничества в области энергетики для внедрения новых передовых технологий в энергетическом секторе для повышения экономической эффективности, сокращению масштабов нищеты и обеспечения экологической устойчивости в стране. Этот документ дает высокий приоритет для принятия во внимание вопрос о введении тарифного механизма в отношении оплаты потенциал народа.

Спорных вопросов, связанные с низким уровнем доходов потребителей, возможность оплаты не просто проблема, с которой сталкиваются только в Монголии, но и сталкивается со всеми другими странами мира, и правительства и регулирующих органов этих стран уделять большое внимание к этому вопросу. В частности, при осуществлении реструктуризации и коммерциализации в области энергетики, для реализации программы приватизации и определения стоимости тарифов основывается это абсолютно необходимо рассмотреть возможность создания тарифного для потребителей с низким доходом, которые являются уязвимой частью общества.

Для Монголии, которая является страной, что около 36,1% 1 населения имеют доходы ниже, чем уровень жизни и высокий уровень бедности должен изучать международные примеры для создания такой тарифный механизм, который подходит для монгольских условий и обстоятельств.

Каждая страна решает этот вопрос для оказания поддержки уязвимым группам потребителей с низким уровнем доходов по различным способам, которые подходят к конкретным условиям и особенностей страны. Тем не менее, метод решения могут быть классифицированы по следующим типам:

1. Правительство разрабатывает специальную программу и решает проблемы, связанной потребителей с низким уровнем доходов;

2. предоставить субсидии для потребителей, непосредственно из государственного бюджета;

3. предоставить субсидии на энергетические компании, как поддержка со стороны государственного бюджета;

4. Решить, как субсидировать между различными категориями потребителей;

5. Субсидирования основан на сумме потребления и уровень напряжения.

В Монголии начали предложить тарифные вопросы с 2003 году, но и потратили почти 2 лет до реализации тарифа. Иногда из-за некоторых политических влияние этого Секция "Энергетика и транспорт" вопроса было отложено по решению некоторый период. Когда начали тарифные исследование было недостаточно официальные статистические данные, выразившие количество уязвимых людей могут рассматриваться как с низким уровнем доходов потребителей. К этому времени не было подробного исследование и официальные документы были размещены на уровне доходов и электроэнергии, тепловой энергии количества бедных семей, которые относятся к уязвимой частью общества.

В конце 2004 года большая исследование проводилось на потребление энергии с низким уровнем доходов бедных семей, которые относятся к уязвимой группе по проекту "Исследование по проблеме нищеты и поддерживание занятости MON01/U01" в рамках ООН, Программа развития. В этом исследовании был принят ряд важных выводов о влиянии и обременения в оплату жизненной необходимостью электроэнергии и тепло от общего дохода бедных семей. Всего 200 семей участвовали в этом проекте, и исследование было проведено, заполнив анкету. 83.5% семей участвовали в этом исследовании было 26500 тугрики дохода на одного члена и 42% семей до 10600 тугрики дохода на одного члена семьи.

В исследовании результат в зависимости от уровня жизни показывает, что 42, из семей, являются крайне бедными, 38,5% семей являются бедными, 13,5% семей являются более низкими, чем средний уровень, 5,5% семей рассматривается как средний уровень дохода. Средний ежемесячный доход от 200 семей, которые участвовали в исследовании, составляет около 61000 тугрики. Около 61% от общего числа семей, считают, что плата за электроэнергию, тепло, топливо и вода, влияющих на уровень жизни. В частности 40,2% семей считаются электроэнергии, 49,5% семей считаются тепла и топливо, и 4,7% семей считают, что воды значительно влияет на жизненный уровень.

Влияние тарифов на электроэнергию -60,7% семей, участвующих в исследовании указано, что задолженность возникает из-за невозможности оплаты, 28,6% из них заявили, что они ограничивают свое потребление электроэнергии, 7,1% из них лимит потребления и других 3.65 из них ответили, что их уровень жизни ухудшается из-за тарифов на электроэнергию влияния.

Влияние тарифов тепла – иная картина по воздействием тепла, что тарифная 50,7% от общего числа семей, участвующих в исследовании, заявили, что из-за оплаты за отопление оставшихся денег будет недостаточно для покрытия других расходов.

Кроме того, 7,2% из них заявили, что они занимают деньги для оплаты, 10,9% из них сообщили, что уровень жизни ухудшается, 2,2% из них заявили, что они собирают дрова из гор. Но 15,2% из них ответили, что они просто остаться без тепла (огня) на дому и 13,8% из них жаловались на то, что невозможно дать своим детям возможность делать свою домашнюю работу, и дети часто болеют.

Несмотря на то, что количество семей, участвующих в этом проекте является относительно небольшим, но в результате исследования, дает четкую и подробную информацию о том, как платежи электричество и тепла, влияют на возможность выплаты семьям с низкими доходами.

Орган регулирования энергетики приняла решение об увеличении тарифов с февраля 2005 года и одновременно рассматриваться смягчить последствия повышения тарифов для потребителей с низким уровнем дохода относятся к уязвимой части был первый шаг в создании механизма социального тарифа.

Исходя из наличия исследований, которые были проведены в отношении защиты уязвимых потребителей, начал осуществить социальный тариф с 1 апреля 2005.

Этот тариф стал новым элементом защиты потребителей с доходом ниже уровня жизни, которые относятся к уязвимой частью общества. Он решил регулярные тарифные скидки на 20%, а для определения минимально необходимого объема Секция "Энергетика и транспорт" потребления электроэнергии для уязвимых групп потребителей. Регулярный тариф тугрики за кВтч без НДС для потребителей, квартиры 48,8 тугрики за кВтч без НДС для потребителей гэр района.

Согласно "Методика определения низкого уровня народной жизни", выпущенной Национальным статистическим агентством максимальный объем потребления электроэнергии для квартиры и дома в гэр района должны быть приняты на сумму 80 кВтч месяц. Таким образом, можно сказать, что минимальный требуемый размер потребления, по оценкам, в соответствии с вышеуказанной суммы.

Наиболее сложной проблемой является определение групп потребителей, которые могут быть отнесены к категории уязвимых групп потребителей, наиболее подходящим выбором является использование определений, предусмотренных в "Монгольский закон о социальной защиты и помощи".

В соответствии со статьями 3.1.2, 3.1.3, 3.1.5 из Монгольских закона о социальной защиты и помощи лицам, инвалиды, ветераны, многодетные семьи, семьи которые сумма дохода на одного члена семьи составляет 40% ниже, чем утвержденный уровень жизни, решили определить эти люди должны быть отнесены к категории уязвимых групп потребителей которые имеют право пользоваться социальный тарифа.

Для надлежащего осуществления социального тарифа в практику разработали специальные рекомендации для всех с участием сторон, поскольку они были осторожны с самого первого осуществления жизненно тарифа. Нормативный совет утвердил правила, которые должны следовать распределению электроэнергии лицензиатов что основные вопросы. Поэтому распределение компании могут разрабатывать свои собственные правила, с учетом их конкретных условий и особенностей.

Распределение компаний развитых срокам график введения тарифных жизнеобеспечения и начали применять его, а также организованы различные кампании, чтобы дать представление о тарифных к потребителям через своих продавцов.

Распределение компаний предсказал некоторые трудности в определении низких доходов потребителей и были так осторожны на стоящие перед возможным сговор и представления фальшивых документов потребителей, с тем чтобы быть зарегистрированными в качестве уязвимых групп потребителей.

В соответствии со статьями 3.1.2, 3.1.3, 3.1.5 из монгольских закон о социальном обеспечении, могут быть доказательства документ для проверки потребителей и отвечает инспекторы также доказательство потребителей. В 2005 году предполагали предоставить скидку в размере 500 млн. тугрики основан на предварительной оценке, около 30% от общей жилой потребителей будет классифицироваться как уязвимых потребителей.

В начале предъявлялись иски только в 1000 потребителей были определены в качестве уязвимых потребителей, которые намного ниже, чем предполагалось. Это возможно, учетная ставка настолько низкие или высокие критерии для потребителей с низким доходом.

Согласно новой методике, с низким уровнем доходов потребителей, которые определяются в соответствии с монгольским Закон о социальной защиты и помощи, имеют право использовать социальный тариф, если они выполняли следующие требования:

• Нет задолженности компании по распределению электроэнергии оплате или соглашения об отмене существующего долга в течение 6 месяцев;

• Оплатить электроэнергию во время;

• Использовать сертифицированные счетчиков электроэнергии от уполномоченной организацией;

Секция "Энергетика и транспорт" • В случае хищения электроэнергии право использования жизненно тарифы будут аннулированы.

Расследован факт, что большинство потребителей имеют задолженности по электроэнергии распределительными компаниями, поэтому они не могут быть отнесены к категории уязвимых групп потребителей. Кроме того, некоторые потребители украли электроэнергию и нарушают положения договора энергоснабжения, заключенного с поставщиком, таким образом, теряют право быть уязвимы потребителей.

На следующем шаге стремимся проводить подробные исследования, чтобы определить, является ли социальный тариф оказывает влияние на уязвимую часть общества, и необходимость улучшение дизайн этого тарифа в будущем.

В последнее время энергетические компании начали решительно заявить о своем намерении, что энергетический сектор не должен покрыть убытки, от этого тарифа и необходимо прекратить оказание поддержки уязвимой частью общества, в энергетическом секторе. Если смотреть поверхностно, кажется, что энергетический сектор является несущей большой нагрузки, предоставляя скидку для потребителей, но на самом деле другие потребители, принимая эту ответственность на основе тарифного регулирования. В настоящее время с помощью дифференцированной и жизнеобеспечения тарифы приведены в других странах.

Тем не менее, не прекратить предоставление скидок, а скорее в том, чтобы поговорить о том, что вклад может быть сделано для сокращения масштабов нищеты и реализовать в жизни общепризнанный международный тарифный путь и дизайн. Кроме того, для улучшения механизма социальных тариф, необходимо поднимать вопрос о предоставлении скидок на оплату тепла, поскольку в Монголии зимний сезон протекает тяжело и долго.

Несмотря на то, что количество семей, участвующих в этом проекте является относительно небольшим, но результат исследования, дает четкую и подробную информацию о том, как платежи электричество и тепла, влияют на возможность выплаты семьям с низкими доходами.

Секция "Энергетика и транспорт" СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ СИСТЕМЫ ВЫПОЛНЕНИЯ ГАРАНТИЙНЫХ ОБЯЗАТЕЛЬСТВ ЗА РУБЕЖОМ НА ОСНОВЕ АНАЛИЗА ДЕФЕКТОВ УЗЛОВ АВТОМОБИЛЕЙ КАМАЗ Беляев А.И., Хабибуллин Р.Г., Макарова И.В., Беляев Э.И., Сираев Р.З. (Набережные Челны, Камская государственная инженерно экономическая академия, кафедра «Сервис транспортных систем», hrg_kampi@mail.ru, kamIVM@mail.ru ) Современные предприятия фирменного обслуживания автомобильной техники представляют собой сложные организационно-производственные системы, основным видом деятельности которых является организация продаж автомобильной техники и запасных частей и оказание сервисных услуг. Расширение модельного ряда автомобильной техники, сопутствующее ему увеличение номенклатурного перечня запасных частей и возрастающее число заявок на сервисное обслуживание заставляет руководство фирменного автоцентра создавать инфраструктуру информационного взаимодействия всех его подразделений. Все возрастающий поток требований на поддержание работоспособности автомобилей заставляет искать новые пути оптимизации управления процессом сервисного обслуживания и повышения его эффективности.

Надежное функционирование такого предприятия основывается на научном прогнозировании его деятельности, а качество прогноза зависит от полноты и достоверности информации и надежности результатов ее анализа. Прогноз будущей работы всех подразделений и служб предприятия базируется на результатах оценки итогов прошедших периодов, поэтому создание надежной системы сбора, хранения и анализа информации становится одним из факторов успешной организации фирменного обслуживания автомобильной техники.

ЗАО «Внешнеторговая компания КАМАЗ», одно из подразделений ОАО «КАМАЗ», основным видом деятельности которого является осуществление продажи и сервиса автомобильной техники за рубежом. При продаже партии автомобилей в страну-импортер необходимо сопровождать ее гарантийными комплектами для обеспечения своевременного выполнения гарантийных обязательств по сервисному обслуживанию автомобильной техники. Интуиция специалиста по сервису и его опыт являются в настоящее время теми субъективными факторами, на основе которых в настоящее время формируется состав подобного гарантийного комплекта. Это не всегда позволяет объективно учесть все возможные факторы, влияющие на отказы узлов автомобилей в данной климатической зоне.

Учитывая вышесказанное, целью исследования является создание системы поддержки принятия решений по научно-обоснованному формированию ремонтных комплектов при выполнении гарантийных обязательств за рубежом.

Основной проблемой, препятствующей подобного рода анализу, является крайняя неформализованность информации базы данных отдела гарантийного ремонта.

Поэтому можно выделить следующие задачи исследования:

• Формализация информации в справочнике узлов и агрегатов всех моделей автомобилей КАМАЗ;

• Группировка и анализ информации об узлах - виновниках дефектов с учетом климатической зоны страны, имеющей сервисный центр;

• Принятие обоснованных управленческих решений о составе гарантийного комплекта для последующей партии автомобилей с учетом страны-импортера.

Секция "Энергетика и транспорт" Рис. 1. Структуризация справочника Рис. 2. Распределение дефектов деталей деталей в респ. Казахстан Для решения проблемы формализации справочника узлов и агрегатов автотехники КАМАЗ был разработан алгоритм и осуществлена его программная реализация с помощью которой при помощи эталонных записей возможна структуризация исходной информации (рис. 1).

В данном приложении выводится полный справочник узлов и агрегатов автомобилей, отсортированный по количеству дефектов, описанных в рекламационных актах. Специалист по сервису может устанавливать фильтр для текущей детали, показывающий список узлов, сходных с текущим. Для текущего узла может быть указан список узлов, для которых он является эталонным (являющимся основным описанием).

На основании структурированного справочника узлов и агрегатов автотехники КАМАЗ с учетом рекламаций для текущего региона (Казахстан) был произведен анализ деталей, имеющих наибольшее количество отказов (рис. 2).

Разработанное информационное обеспечение позволяет осуществлять поддержку принятия управленческих решений специалистом по сервису в отношении состава гарантийного комплекта в указанный регион. Реализованная в программе методика является более эффективной и научно обоснованной по сравнению с существующими.

Таким образом, при использовании описанной разработки возможно наиболее эффективно сформировать гарантийный комплект, осуществив анализ информации по отказам и определив состав деталей с наибольшим их количеством в любом выбранном регионе.

Список литературы:

1) Браст Эндрю Дж., Форте Стивен. «Разработка приложений на основе Microsoft SQL Server 2005. Мастер-класс» / Пер. с англ. – М.: Издательство «Русская Редакция», 2007. – 880 стр.

2) Тенцер А. «Особенности работы с Microsoft SQL Server в Delphi». – М.:

«КомпьютерПресс», №6-2001 / http://interface.ru Секция "Энергетика и транспорт" РАСЧЕТНАЯ ОЦЕНКА НАДЕЖНОСТИ ТРАНСПОРТНЫХ СРЕДСТВ ПРИ ВЫБОРЕ ИХ ОПТИМАЛЬНОГО СОСТАВА Ветлужских С.Ю., Малышев В.С. (Мурманск, МГТУ, кафедра Энергетики и транспорта) Abstract. In this work methodical recommendations are examined at the calculation of reliability of vehicles. The choice of evaluation reliability indexes is produced, the method of their determination and structurally functional diagrams of transport vehicle applied at calculations is presented.

Современное состояние пассажирского и грузового автопарка Мурманской области характеризуется с одной стороны крайней изношенностью, а с другой стороны разнородностью подвижного состава, что делает актуальным разработку методики выбора оптимального состава транспортных средств для замены существующего автопарка.

Основным оценочным показателем качества транспортного средства, как и любого технического объекта, является надежность, которая характеризует безопасность и эффективность его использования.

Надежностью называется свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и условиях применения, техническом обслуживании, хранения и транспортирования. [2] Надежность является комплексным свойством, которое в зависимости от назначения объекта и условий его применения может включать безотказность, долговечность, ремонтопригодность и сохраняемость или определенные сочетания этих свойств.

Под расчетом надежности понимается количественная оценка одного или нескольких ее показателей [9]. Для оценки надежности транспортного средства предлагается выбрать следующие показатели, характеризующие его качество:

- вероятность безотказной работы;

- средняя наработка на отказ;

- параметр потока отказов;

- среднее время восстановления;

- коэффициент готовности;

- коэффициент оперативной готовности.

Транспортное средство представляет собой сложную структурно функциональную систему, состоящую из множества взаимосвязанных подсистем, следовательно, для качественной оценки выбранных показателей необходимо составить его схему. Применяемая в работах [4, 10] схема, состоящая из трех подсистем (двигатель, шасси и кузов), не обеспечивает требуемую точность оценки, так как не учитывает в полном объеме влияние других подсистем современного транспортного средства.

Согласно классификации составных элементов представленной в работе [7] и их распределения в работе [3] для расчета надежности предлагается структурно функциональная схема транспортного средства (рис.1).

Учитывая, что отказ одного элемента подвижного состава, как правило, приводит к отказу всей системы с выводом ее из эксплуатации, то расчет надежности следует проводить для основного соединения, это также подтверждается проводимыми исследованиями [1, 5].

Секция "Энергетика и транспорт" Электрооборудование Двигатель и его системы Рулевое управление Тормозная система Кузов Трансмиссия Несущая система Подвеска несущей системы Колеса и шины Рисунок 1 – Структурно-функциональная схема транспортного средства 1) Определение вероятности безотказной работы транспортного средства.

Под вероятность безотказной работы понимают вероятность того, что в пределах заданной наработки отказ объекта не возникнет [9]. Данный показатель надежности транспортного средства будет зависеть от вероятности безотказной работы каждого элемента структурно-функциональной схемы, то есть надежность подвижного состава определяется по формуле:

, (1) где PЭО (t) – вероятность безотказной работы электрооборудования;

PДВС (t) – двигателя и его систем;

PТР (t) – вероятность безотказной работы трансмиссии;

PРУ (t) – вероятность безотказной работы рулевого управления;

PТС (t) – вероятность безотказной работы тормозной системы;

PК (t) – вероятность безотказной работы кузова;

PНС (t) – вероятность безотказной работы несущей системы;

PПНС (t) – вероятность безотказной работы подвески несущей системы;

PКШ (t) – вероятность безотказной работы колес и шин.

Вероятность безотказной работы каждого элемента определяется по формуле:

где f() – плотность вероятности (дифференциальный закон распределения), характеризует вид закона распределения случайной величины.

В работе [6] определение вероятности безотказной работы заключается в выполнении следующего алгоритма:

1) определение выборки случайной величины;

2) ранжирование полученной выборки;

3) проверки гипотезы об отбрасывании крайних членов выборки;

4) построение эмпирического распределения;

5) определение характеристик случайной величины;

6) выбор закона распределения и определение его показателей.

Секция "Энергетика и транспорт" Выбор закона распределения осуществляется по коэффициенту вариации v [6]. В теории и практике технической эксплуатации автомобилей получили наибольшее распространение следующие законы распределения [11, 12]:

- нормальный закон распределения (v 0,33);

- закон распределения Вейбулла – Гнеденко (v = 0,4 – 0,9);

- логарифмически нормальный закон распределения (v = 0,3 – 0,5);

- экспоненциальный закон распределения (v = 1).

2) Определение средней наработки на отказ транспортного средства.

Под средней наработкой на отказ понимают отношение наработки восстанав ливаемого объекта к математическому ожиданию числа его отказов в течение этой наработки [8]. Статистически средняя наработка на отказ транспортного средства определяется по формуле:

где N – число транспортных средств в исследуемой группе;

Tср i – время исправной работы между (i - 1)-м и i-м отказами группы транспортных средств, определяется по формуле:

где M – число отказов объекта;

tj – время исправной работы между (j - 1)-м и j-м отказами объектов.

3) Определение параметра потока отказов транспортного средства.

Под параметром потока отказов понимают отношение среднего числа отказов восстанавливаемого объекта за произвольно малую его наработку к значению этой наработки [9]. Статистически параметр потока отказов можно определить по формуле:

где N – число транспортных средств в исследуемой группе;

n1(t) – общее число отказов восстанавливаемого объекта за интервал времени t.

4) Определение среднего времени восстановления транспортного средства.

Под средним временем восстановления понимают математическое ожидание времени восстановления работоспособности объекта после отказа [9]. Статистически среднее время восстановления транспортного средства определяется по формуле:

где N – число транспортных средств в исследуемой группе;

М – число отказов объекта;

tв i – время обнаружения и устранения i-ого отказа объекта.

5) Определение коэффициента готовности транспортного средства.

Коэффициентом готовности называется вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается [9]. Данный показатель является комплексным и характеризует свойства безотказности и ремонтопригодности объекта, определяется по формуле:

Секция "Энергетика и транспорт" где Т0 – средняя наработка на отказ;

ТВ – среднее время восстановления.

6) Определение коэффициента оперативной готовности транспортного средства.

Коэффициент оперативной готовности определяется как вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается и начиная с этого момента будет работать безотказно в течение заданного интервала времени [9]. Данный показатель определяется по формуле:

Выбор коэффициента оперативной готовности характеризуется тем, что исходными данными для оценки надежности транспортных средств является статистические данные о заявочном текущем ремонте подвижного состава.

Рассчитав выбранные параметры надежности транспортного средства необходимо их сравнить с нормативами системы технического обслуживания и ремонта, провести анализ, на основании которого сделать выводы о надежности транспортного средства. Следует иметь в виду, что при выборе оптимального вида транспортного средства в современных условиях следует учитывать также эргономические показатели, а также показатели их экологической безопасности.

Список литературы:

1) Блудян Н.О., Лисковец А.М. К вопросу оценки безотказности автомобилей. – В кн. Повышение эффективности эксплуатации подвижного состава АТ на основе достижения НТП. Сб. науч. тр. / Гос. НИИ автомоб. трансп. (НИИАТ). – М., 1988. – с. 65-72.

2) ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. – М.: Изд-во стандартов, 3) ГОСТ Р 51709 – 2001.– Автотранспортные средства. Требования безопасности к техническому состоянию и методы проверки.

4) Гуревич А.М. и Сорокин Е.М. Тракторы и автомобили. Изд 4-е, перераб. и доп. – М.: «Колос», 1978 – 479 с. с ил.

5) Ермак Ю.Г. Определение номенклатуры и количества ремонтных комплектов для организации индустриальной системы ТО и ремонта в автотранспортных предприятиях. – В кн. Повышение эффективности эксплуатации подвижного состава АТ на основе достижения НТП. Сб. науч. тр. / Гос. НИИ автомоб.

трансп. (НИИАТ). – М., 1988. – с. 44-58.

6) Ефремов Л.В. Практикум по расчетам надежности судовой техники: Учеб.

Пособие для спец. 240500 “Эксплуатация судовых энергетических установок”, 240600 “Эксплуатация электрооборудования и автоматики судов” и “судовые энергетические установки”. – Мурманск: Изд-во МГТУ, 2000. – 93 с.

7) Иванов А.М., Солнцев А.Н., Гаевский В.В. и др. Основы конструкции автомобиля. – М. ООО «Книжное издательство «За рулем», 2005. – 336 с.: ил.

8) Матвеевский В.Р. Надежность технических систем: Учебное пособие – Московский государственный институт электроники и математики. – М.: 2002 – 113 с.

9) Теория надежности: Учеб. для вузов / В.А. Острейковский – М.: Высш. шк., 2003. – 463 с.: ил.

Секция "Энергетика и транспорт" 10) Техника автомобильного транспорта: подвижной состав и эксплуатационные свойства: Учеб. пособие для студ. высш. учеб. заведений / В.К. Вахламов. – М.:

Издательский центр «Академия», 2004. – 528 с.

11) Техническая эксплуатация автомобилей: Учебник для вузов / Е.С. Кузнецов, В.П. Воронов, А.П. Болдин и др.;

Под ред. Е.С. Кузнецова – 3-е изд., перераб. и доп. – М.: Транспорт, 1991 – 413 с.

12) Хасанов Р.Х. Основы технической эксплуатации автомобилей: Учебное пособие.

– Оренбург: ГОУ ОГУ, 2003. – 193 с.

Секция "Энергетика и транспорт" РЕКОНСТРУКЦИЯ ГИДРОЭЛЕКТРОСТАНЦИЙ ПАЗСКОГО КАСКАДА С ЦЕЛЬЮ УВЕЛИЧЕНИЯ УСТАНОВЛЕННОЙ МОЩНОСТИ И ЭКСПОРТНОГО ПОТЕНЦИАЛА Власов А.В. (п. Мурмаши, Филиал «Кольский» ОАО «ТГК-1»

avvlasov@kola.tgk1.ru) Abstract. A subject of reconstruction of a hydroelectric power station of the Pazskij coordinated hydroelectric system is considered in this article. Presuppositions for the reconstruction are need of replacement of outdated and depreciated station equipment, discrepancy of operational rates of station, aggravating exploitation and decreasing generation. One of the general aims of reconstruction of a hydroelectric power stations is expansion of turbine capacity and replacement of generation maximum on winter time.

Гидроэнергетика – одна из самых экологически безопасных и экономически выгодных видов генерации. Главное ее преимущество – возобновляемый источник энергии, что делает ее развитие приоритетным и перспективным в условиях постоянно сокращающихся запасов ископаемых энергоресурсов.

В нашем регионе электроэнергия, выработанная на ГЭС, составляет значительную долю энергетического баланса, снижая конечную стоимость 1 кВт·ч на розничном рынке. Таким образом, развитие гидроэнергетики является социально значимым.

Цель данного доклада – рассмотреть и проанализировать предложения по реконструкции ГЭС, расположенных на реке Паз, оценить возможные результаты реализации проектов реконструкции станций.

Расположенный на реке Паз, протекающей на северо-западе Кольского полуострова, каскад ГЭС состоит из пяти российских и двух норвежских ГЭС.

Регулирующее сток реки водохранилище — озеро Инари находится на территории Финляндии, в 3,5 км от истока река пересекает границу Финляндии и России, в среднем и нижнем течении на протяжении 104 км (из 147 км) река проходит по границе России с Норвегией.

Каскад Пазских ГЭС был организован 28.06.55 на базе действующей ГЭС Янискоски и строящейся Раякоски.

История каскада начинается с гидроэлектростанции Янискоски, которая в первый раз была построена на пограничной реке Паз в период с 1938 по 1942 годы.

Проработала 2 года и в 1944-м была разрушена отходящими немецкими войсками. апреля 1946г. правительства СССР и Финляндии заключили соглашение о строительстве новой станции. В апреле 1947г. финская фирма «Иматран Войма»

приступила к строительству. 26.12.50 г. современная станция Янискоски введена в эксплуатацию. Этой же фирмой были построены ГЭС Раякоски (1956г.) и Кайтакоски (1959г.). Далее последовало сооружение норвежской фирмой «Норэлектро» ГЭС Борисоглебская (1963 г.) и Хевоскоски (1970 г.).

С 1959 г. основные параметры водохранилища (оз. Инари) и режим регулирования стока р. Паз регламентировались «Руководством по регулированию озера Инари с помощью ГЭС Кайтакоски и плотины», являющемуся приложением к трехстороннему Соглашению между Правительствами России, Финляндии и Норвегии.

В настоящее время существует ряд причин, рассмотренных ниже, по которым возникла необходимость реконструкция ГЭС каскада реки Паз.

Секция "Энергетика и транспорт" Разница в пропускных способностях турбин (Кайтакоски — 190 м3/с, Янискоски — 180 м3/с, Раякоски — 270 м3/с, Хевоскоски – 324 м3/с, Скугфосс и Мелькефосс – м3/с, Борисоглебская ГЭС – 348 м3/с) нарушает синхронность работы ГЭС каскада и при незначительных емкостях нижних водохранилищ вызывает сложность в его эксплуатации в период пропуска высоких расходов — дополнительные холостые сбросы на гидроузлах Янискоски и Кайтакоски.

Установленные на ГЭС Янискоски гидротурбины изготовлены шведской фирмой KMW в 1947г., введены в эксплуатацию в 1950г. Срок службы основного оборудования ГЭС 58 лет, оно устарело морально и физически. За более чем 40 лет эксплуатации гидротурбинное оборудование ГЭС Кайтакоски физически изношено, системы автоматики и управления морально устарели и не выполняют современных требований энергосистемы. На этих двух станциях возникает все больше сложностей с проведением ремонтов (практически ежегодных) из-за отсутствия запасных частей, и это обстоятельство является определяющим в решении вопроса о полной замене оборудования.

Анализ отчетных данных о работе ГЭС Янискоски за период 1990-2000гг показал, что при водности указанного периода на 10% выше проектных значений (средний приток за 11-летний период — 166 м3/с, проектный — 152 м3/с) выработка электроэнергии оказалась ниже на 3,9% (средняя годовая за период — 211 млн. кВтч при проектной — 220 млн. кВтч). Годовой объем холостых сбросов в среднем составил 0,59 км3 (11,2% от среднегодового притока к гидроузлу). Ограничена пропускная способность верхнего участка реки Паз в районе истока из оз. Инари.

Кроме того, появилась возможность увеличить расход воды через реку Паз, а следовательно и установленную мощность станций каскада. В последние многоводные годы (с 1989 г.), отличавшиеся общей тенденцией повышения притока в оз. Инари, неоднократно создавались условия переполнения оз. Инари, выявилось некоторое несоответствие составляющих баланса водохранилища и необходимость уточнения зависимостей площадей зеркала и объемов озера Инари от уровней. В результате совместной работы с Финской стороной указанные зависимости были уточнены и введены в действие с 01.01.93г.

В 2001г. Финской стороной выпущена работа «Совершенствование совместного использования ГЭС реки Паз и регулирования озера Инари», в которой были приведены предложения по изменению регулирования попусков из оз. Инари и его уровней для «сохранения природной среды водоема». В настоящей работе предложено увеличение зимних зарегулированных расходов из оз. Инари до 220-245 м3/с с целью освобождения емкости для аккумуляции высоких расходов половодья и дождевых паводков без превышения отметки НПУ.

Помимо недостаточной пропускной способности агрегатов верхних гидроузлов Кайтакоски и Янискоски препятствием для регулирования стока р. Паз и уровней оз.

Инари в предлагаемом режиме с переносом значительной части емкости стока на зимний период является ограниченная пропускная способность верхнего участка реки, связанная с наличием в 5,5 км от истока старой плотины-регулятора Нискакоски. После строительства в 1959г верхней ступени каскада — гидроузла с ГЭС Кайтакоски, к которому перешли регулирующие функции, плотина Нискакоски была затоплена.

Кроме того, за плотиной располагаются пороги, которые затрудняют увеличение пропускной способности реки и создают дополнительные потери напора. Этот напор мог бы быть полезно использован для повышения потенциала гидроэнергии.

Для синхронизации работы ГЭС каскада, повышения оперативности в использовании мощности всех его ступеней и перехода на повышенную зимнюю Секция "Энергетика и транспорт" энергоотдачу, необходимо увеличение мощности и пропускной способности агрегатов ГЭС Янискоски и Кайтакоски.

На основании отчета по исследованию совершенствования совместного использования гидроэлектростанций реки Паз и регулирования озера Инари установлено, что целесообразно увеличить максимальный пропуск реки Паз на 20-30%.

При увеличении расхода воды до 220-240 м3/с можно увеличить выработку электроэнергии ГЭС реки Паз на 10-20 ГВтч только в зимний период (период наиболее высоких цен на скандинавском рынке), а годовую выработку ГЭС Кайтакоски и Янискоски на 30 ГВтч. Произведен расчет получения дополнительного экономического эффекта при различных типах регулирования, который показывает, что при строительстве ГЭС дополнительный эффект увеличится на 15%.

Сейчас пропускная способность реки Паз ограничивается пропускной способностью турбин ГЭС Кайтакоски и Янискоски и значительными потерями напора на этом участке реки.

Проект реконструкции ГЭС Кайтакоски предполагает замену гидроагрегатов (мощность ГЭС должна возрасти с нынешних 11,2 до 13 МВт), основная цель которой увеличение пропускной способности турбин. Реализация проекта позволит увеличить пропускную способность ГЭС до 240 м3/с. Увеличение мощности и КПД гидроагрегатов не является приоритетной задачей, однако выработка электроэнергии при реализации проекта повысится с 70 млн. кВт·ч до 81 млн. кВт·ч. Кроме того, будут сокращены издержки на обслуживание и ремонт оборудования.

Для увеличения пропускной способности верхнего участка реки предлагается строительство дополнительного русла-прорези на участке плотины Нискакоски, а также расчистка русла реки Паз (расширение и углубление). Расчистка русла реки позволит увеличить годовое производство электроэнергии и может быть полезна и для регулирования озера Инари, особенно в многоводные годы, когда есть необходимость проводить повышенные пропуски в целях предотвращения резкого подъема уровня озера.

Для одновременного решения проблемы замены действующих турбин и расширения ГЭС предлагается проект строительства новой ГЭС с одним агрегатом мощностью 43 – 45 МВт и соответствующей пропускной способностью 240 – 245 м3/с.

Потерь выработки в период строительства не будет, т.к. новое здание ГЭС будет строиться за контрфорсной плотиной правее водосбросных пролетов, отводящий канал ГЭС пройдет траншеей в водосбросном канале, в период строительства действующие агрегаты будут работать.

Как показали расчеты возможной энергоотдачи ГЭС Янискоски при замене действующих двух агрегатов установленной мощностью 30,5 МВт одним агрегатом с повышенной мощностью до 43,8 МВт на ГЭС может быть получена дополнительная среднегодовая выработка электроэнергии в размере 32 млн. кВтч. В соответствии с принятым изменением режима регулирования расходов и переносом максимально возможной части стока на зимний период особенно значительно увеличение зимней выработки.

Осуществление описанных выше проектов позволит увеличить экспортный потенциал каскада Пазских ГЭС.

К сожалению, технические возможности линий электропередач почти достигли своего предела, что не позволяет существенно увеличить экспорт электроэнергии.

Кроме того, имеется еще один недостаток - при выводе в ремонт этих линий электропередачи или оборудования на смежной стороне экспорт ограничивается или прекращается. Сезонные изменения перетоков мощности в северной части Финляндии и Норвегии накладывают ограничения на объемы экспорта. Это связано с малой Секция "Энергетика и транспорт" пропускной способностью транзитов из-за недостаточно развитой сетевой инфраструктуры на севере Скандинавского полуострова.

В настоящее время передача электроэнергии из России осуществляется по двум линиям: Л-82 напряжением 110 кВ с перетоком мощности в Финляндию прядка 60 МВт и Л-225 напряжением 154 кВ, передающей 28 МВт в Норвегию.

Чтобы получить возможность реализовывать дополнительную энергию требуется осуществить следующие мероприятия:

1. Реконструкция ВЛ 110 кВ Л-82 для увеличения перетока мощности с 60 до МВт с заменой провода АС-120 на провод с большим сечением АС-240, а так же частичной заменой опор на Л-130.

2. Для увеличения экспорта в Норвегию предлагается перспективный проект строительства линии 220 либо 330 кВ, способной передавать 250 – 300 МВт.

Предусмотрен перевод второго ГА Борисоглебской ГЭС (ГЭС-8) на работу на Норвегию с увеличением перетока мощности с 28 МВт до 44 МВт.

Реализация проектов по реконструкции и расширению гидроузлов Кайтакоски и Янискоски, а также мероприятия по увеличению пропускной способности верхней части реки Паз позволят решить ряд проблем.

Переход на новый режим регулирования с ежегодной сработкой озера Инари к началу половодья до самых низких уровней практически исключает возможность переполнения озера в годы высокой водности. Будет восстановлена синхронность работы ГЭС каскада, что позволит устранить дополнительные холостые сбросы на гидроузлах Янискоски и Кайтакоски в период пропуска высоких расходов.

Установка нового оборудования взамен имеющегося значительно сократит ежегодные издержки на ремонт и эксплуатацию, повысит надежность работы станций и качество вырабатываемой электроэнергии.

В результате реализации намеченных проектов установленная мощность каскада увеличится на 15,1 МВт, а годовая выработка – на 43 млн. кВт·ч. При этом существенно изменится структура годовой выработки. При изменении режима регулирования стока реки озером Инари с целью получения максимально возможной энергоотдачи ГЭС Янискоски и всего Пазского каскада в зимний период (с ноября по март) повышение зимней энергоотдачи на ГЭС Янискоски составит в среднем 63 млн. кВтч в год. Такой режим выработки позволит получать дополнительную прибыль, поскольку цена электроэнергии в скандинавских странах повышается в зимний период.

В полной мере экспортный потенциал каскада Пазских ГЭС может быть реализован только при реконструкции и строительстве новых сетевых объектов, связывающих каскад с энергосистемой Скандинавии. Существующие мощности линий электропередач полностью загружены, это ограничивает переток мощности.

Секция "Энергетика и транспорт" РАЗВИТИЕ МАГИСТРАЛЬНЫХ И СИСТЕМООБРАЗУЮЩИХ СЕТЕЙ КАК ФАКТОР ПОВЫШЕНИЯ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ЭНЕРГОСИСТЕМЫ РЕГИОНА (НА ПРИМЕРЕ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ) Гафуров А.Р. (Мурманск, МГТУ, кафедра «Менеджмента, коммерции, маркетинга и рекламы», andrey-0611@yandex.ru) Abstract. The article considers the problems, modern condition and prospects development of power networks in the region.

Кольская энергетическая система (КЭС) по величине установленной мощности является второй на Северо-Западе России (после Ленинградской) и самой крупной в мире за Полярным кругом. Являясь частью Объединенной Энергосистемы Северо запада России, вместе с энергообъектами, расположенными на территориях г. Санкт Петербурга, Ленинградской, Калининградской, Новгородской, Псковской, Архангельской областей, республик Карелия и Коми, КЭС обеспечивает синхронную параллельную работу ЕЭС России с энергосистемами стран Балтии и Белоруссии, а также несинхронную параллельную работу (через конвертор) с энергосистемой Финляндии и экспорт электроэнергии в страны, входящие в объединение энергосистем Скандинавии НОРДЕЛ (Финляндия, Норвегия) (3;

4).

Надо отметить, что Кольская энергосиситема отличается выраженной асимметрией размещения генерирующих мощностей, а так же и недостаточно развитыми внутренними магистральными, в том числе и системообразующими сетями.

Сосредоточение основного производства электроэнергии в южном и центральном районах области (до 70%), отсутствие мощного источника электроэнергии в ее северной части при наличии крупных и ответственных потребителей в этом районе, использование магистральных ЛЭП из центрального района на север на пределе пропускной способности по устойчивости (450-500 МВт) – все это обусловливает трудности в обеспечении надежной работы Кольской ЭС. Особенно следует подчеркнуть недостаточную надежность схемы выдачи мощности Кольской АЭС, т.к. большинство аварийных отключений ЛЭП 330 кВ, отходящих от нее, приводит к ограничению выдачи мощности АЭС с отключением от сети от одного до трех турбоагрегатов (т.е. 220-660 МВт) (2).

Протяженность линий электропередач (ЛЭП) 7,1 тыс. км, теплотрасс – 115 км. В настоящее время все гидроэлектростанции и теплоэлектроцентрали области как бы «закольцованы» электросетями, что, с одной стороны, гарантирует надежное энергоснабжение потребителей Кольского полуострова даже в экстремальных ситуациях, но с другой – часть мощностей оказывается как бы «запертой» внутри Кольской энергосистемы вследствие недостаточной пропускной способности связи с Объединенной энергосистемой Северо-запада России через территорию Республики Карелия, которая в отличие от Мурманской области, является энергодефицитной, что значительно затрудняет экспорт электроэнергии. Причем, объемы «запертой»

мощности возрастают при выводе в ремонт любой ЛЭП транзита Кольская ЭС – Карельская ЭС. Вследствие этих обстоятельств, в случае возникновения дефицита электроэнергии в самой Мурманской области, получить ее из соседних регионов так же будет крайне проблематично (2;

4).

Кроме того, недостаточно развиты внутренние магистральные сети, связывающие производителей и крупнейших потребителей электроэнергии.

Секция "Энергетика и транспорт" Единственный энергообъект, который был построен за последние 20 лет – это новая подстанция 330 кВ Княжегубская с линией электропередачи до Кольской АЭС протяженностью 79 км. Ее в 2007 ввел в эксплуатацию филиал ОАО «ФСК ЕЭС» – Магистральные электрические сети (МЭС) Северо-Запада. В результате был реализован первый этап строительства второй цепи Северного транзита (крупнейшего энергетического проекта), по которому высоковольтная линия электропередачи 330 кВ протяженностью 500 км от Кольской АЭС до Ондской ГРЭС соединит энергообъекты Кольской и Карельской энергосистем. В конце 2007 года началось строительство второго участка Северного транзита (109 км) - линия 330 кВ от подстанции Княжегубская до подстанции Лоухи с АТ 330/110 кВ мощностью 2х125 МВА. Также ведется проектирование новой подстанции Лоухи мощностью 250 МВА, которая заменит одноименный энергообъект, построенный в 1973 году. Ввод в работу второго участка Северного транзита намечен на 2009 год. Для завершения проекта, намеченного на 2012 год, предстоит строительство еще пяти участков, включающих ввод в эксплуатацию линий электропередачи напряжением 330 кВ: Лоухи – Путкинская ГЭС, Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС, Ондская ГЭС – Петрозаводская, Петрозаводская – Сясь, Сясь – Киришская ГРЭС. Таким образом, обеспечивается надежная связь между Кольской и Карельской энергосистемами (3).

Проект позволит КАЭС увеличить выдачу мощности на 30 МВт-ч, для бесперебойного обеспечения электроэнергией южной части Мурманской области и республики Карелия. В результате будет реализован первый этап строительства второй цепи «Северного транзита», то есть, обеспечена надежная связь между Кольской и Карельской энергосистемами Основной транзит Кольская ЭС – Карельская ЭС – Ленинградская ЭС протяженностью около 1000 км обеспечивается одиночными ЛЭП 330 кВ, которые на участке подстанции (п/с) Онда-п/с Петрозаводск-п/с Свирские ГЭС усилены одноцепной ЛЭП 220 кВ. Пропускная способность электрической сети на головном участке при передаче мощности из Кольской ЭС в Карельскую ЭС равна 500 550 МВт, а при передаче мощности из Ленинградской ЭС в Карельскую ЭС – МВт. При указанных пропускных способностях связи с ОЭС Северо-Запада более МВт мощности Кольской АЭС оказывается «запертой». Объемы «запертой» мощности возрастают при выводе в ремонт любой ЛЭП транзита Кольская ЭС - Карельская ЭС Вследствие этих обстоятельств, в случае возникновения дефицита электроэнергии в самой Мурманской области, получить ее из соседних регионов так же будет крайне проблематично (1;

2).

Инвестиции ОАО «ФСК ЕЭС» в строительство всех участков линии и реконструкцию энергообъектов, входящих в транзит, в 2004-2010 годах оцениваются в 17,4 млрд. рублей. Для того чтобы увеличить пропускную способность Северного транзита к 2010 году будет построена ЛЭП 330 кВ Лоухи– Путкинская ГЭС – Ондская ГЭС и далее до Киришской электростанции, что позволит обеспечить выдачу большей мощности Кольской АЭС и значительно повысить надежность электроснабжения потребителей Мурманской области и Республики Карелия, обеспечить бесперебойную передачу электроэнергии по магистральным сетям, сократить потери при транзите и снизить аварийность энергосистемы (3). Однако, для поддержания надежности энергоснабжения потребителей этого явно недостаточно.

Норвежская Varanger Kraft AS планирует построить ЛЭП между Норвегией и Россией (порядка 1 тыс.км.), цена строительства которой сопоставима с ценой строительства еще одной АЭС в Ленинградской области. По ней компания хочет импортировать электроэнергию с Кольского полуострова. Предполагается, что ЛЭП, строительство которой уже одобрено правительством Норвегии, пройдет от ГЭС Секция "Энергетика и транспорт" «Скугфосс» (Норвегия) в направлении поселка Никель (Мурманская область). Новая ЛЭП будет первым шагом к синхронизации энергосистем Европы и России, которая необходима для импортно-экспортных отношений между странами.

Цена строительства ЛЭП с полуострова в Россию (порядка 1 тыс. км) сопоставима с ценой строительства еще одной АЭС в Ленинградской области. Кроме того, экспорт в Норвегию будет крайне выгоден для России: сейчас цена 1 МВт электроэнергии на скандинавском рынке колеблется в пределах €30-40, тогда как на внутреннем рынке она не превышает €15 (5).

В настоящее время в ОАО РАО «ЕЭС России» прорабатывается возможность реализации нескольких проектов, направленных на увеличение экспорта электроэнергии из России в Финляндию, и в том числе: «Карельский энергомост» – передача 70 МВт электроэнергии из Карелии в Финляндию, годовой объем поставки – 453 млн. кВт-ч, протяженность сооружаемой ВЛ 110 кВ – 45 км;

«Кольский энергомост» – передача 160 МВт электроэнергии из Мурманской области в Финляндию, годовой объем поставки – 1 млрд. кВт-ч с выделением агрегатов Йовской ГЭС (2x48 МВт) и Кумской ГЭС (2х40 МВт) на параллельную работу с энергообъединением стран Северной Европы (NORDEL);

сооружение на территории Финляндии участка линии электропередачи 220 кВ протяженностью 114 км и на территории России – участка линии электропередачи 220 кВ протяженностью 63,5 км.

Таким образом, можно сделать вывод, что неразвитость энергосетей ведет не только к риску возникновения сбоев в энергоснабжении, а значит к энергодефициту, но является фактором, сдерживающим развитие рынка электроэнергии и снижающим уровень энергетической безопасности региона. Из-за недостаточной пропускной способности имеющихся ЛЭП невозможна полная загрузка генерирующих мощностей Кольской энергосистемы, и часть из них оказывается как бы «запертой». Именно слабая связь с республикой Карелия, с Объединенной энергосистемой Северо-запада России, а так же с Финляндией и Норвегией препятствует экспорту электроэнергии, а значит, затрудняет включение генерирующих мощностей Кольской энергосистемы в российский рынок электроэнергии.

Для решения проблем вероятного возникновения энергодефицита необходимо разработать стратегию регионального развития энергетики, разработать комплекс мероприятий по развитию генерирующих мощностей и энергетических сетей, а так же организационно-технические мероприятия, направленные на координацию совместных действий энергетических компаний и региональных структур.

Список литературы:

1) Доклад Губернатора «Социально-экономическая и общественно-политическая ситуация в Мурманской области» (по состоянию на 10.12.2004) – ПП [Электронный ресурс] – Электрон.дан. – Режим доступа:

http://gov.murman.ru/public. – Загл. с экрана.

2) Методы и средства для исследования региональной энергетики / под.ред.

Криворуцкого Л.Д. – Апатиты: Изд. КНЦ. РАН, 2002. – 143 с.

3) Основные положения Стратегии экономического развития Мурманской области на период до 2015 года от 20.12.2001 г. №251 – ПП [Электронный ресурс] – Электрон.дан. – Режим доступа: www/ gov-murman.ru/region/strategy. – Загл. с экрана.

4) О некоторых итогах производственной деятельности энергетики Мурманской области (по данным за 2003-2005;

2005-2007 годах) // Федеральная служба государственной статистики / Территориальный орган Федеральной службы Секция "Энергетика и транспорт" государственной статистики по Мурманской области – Мурманск, 2006;

2008 – 12;

13 с.

5) О перспективах реформирования и развития рыночных отношений в отрасли (энергетике) // Север промышленный. – 2006. – № 4. – С. 37- Секция "Энергетика и транспорт" ПОВЫШЕНИЕ НАДЕЖНОСТИ И ЭФФЕКТИВНОСТИ ГИДРОЭНЕРГЕТИКИ В КОНТЕКСТЕ ОБЕСПЕЧЕНИЯ ЭНЕРГОБЕЗОПАСНОСТИ РЕГИОНА (НА ПРИМЕРЕ МУРМАНСКОЙ ОБЛАСТИ) Гафуров А.Р. (Мурманск, МГТУ, кафедра «Менеджмента, коммерции, маркетинга и рекламы», andrey-0611@yandex.ru) Abstract. Murmansk region, being a region with surplus of power, is capable not only of satisfaction of its own needs but also to export a part of energy to the Republic of Karelia, Finland and Norway. However, the tire of power equipment, insufficient volume of basic funds of the power industry reconstruction will inevitably lead to the problem of uninterrupted power supply. The author proves the idea of necessity of development of gidroenergy facilities as the vital condition of consolidation of power security in the region.

Гидроэнергетические ресурсы уже более 70 лет обеспечивают дешевой, экономически доступной электроэнергией значительную часть потребности населения и экономики Мурманской области, что, несомненно, положительно сказывается на уровне топливно-энергетической независимости региона. Полные потенциальные гидроэнергетические ресурсы рек Мурманской области по среднемноголетней выработке оцениваются в 19,3 млрд. кВт·ч. На территории области работают гидроэлектростанций, объединенных в четыре каскада – Серебрянский, Териберский, Нивский и Пазский на реках Нива, Паз, Ковда (Кума, Иова), Тулома, Воронья, Териберка, суммарной установленной мощностью по данным на 2007 год – 1600, МВт, что составляет более 40% от суммарной установленной мощности всех электростанций области. Удельный вес ГЭС в годовой выработке не постоянен и зависит от водности года, диапазон изменения которого от 35 до 49 %. В среднем по водности году 17 гидроэлектростанций вырабатывают около 6 млрд. кВт-ч. (3;

4;

5;

7).

В настоящее время в связи с реформированием энергетики число каскадов было сокращено до четырех. В Серебрянский каскад к двум Серебрянским ГЭС административно добавлены ещё две Териберские гидростанции. К Нивскому каскаду, состоящему из трех ГЭС, включены ещё 3 гидростанции Ковдинского каскада. Пазский каскад из 5 ГЭС сохранен в прежнем виде, а к Туломскому каскаду, состоящему из двух ГЭС, добавлена Кислогубская приливная электростанция.

Все ГЭС, в связи с реформированием российской энергетики, перешли в подчинение Территориальной генерирующей компании (ТГК-1), хотя вопросами перспективного развития генерирующих источников и электрических сетей области по прежнему занимается Кольское региональное диспетчерское управление. Однако до сих пор не решен вопрос о том, какая из структур будет принимать решение о строительстве тех или иных электростанций, и кто будет осуществлять дальнейшее финансирование проектирования и строительства гидравлических и тепловых электростанций (6).

Необходимо отметить, что гидроэлектростанции области находятся в работоспособном состоянии, однако старение оборудования в условиях отсутствия достаточных объемов финансирования для модернизации и реконструкции приводит к возрастанию объемов, частоты и сроков ремонтных работ, что неизбежно снижает реальные возможности ГЭС по регулированию нагрузки. Кроме того, экологические ограничения, которые были введены на оставшихся неосвоенными крупных реках Кольского полуострова, привели к приостановлению дальнейшего развития Секция "Энергетика и транспорт" гидроэнергетики на Кольском полуострове (3). Основные энергетические показатели перечисленных ГЭС (табл. 1.).

Для решения данной проблемы в акционерном обществе ОАО «Колэнерго» в рамках соглашения между Мурманской областью и РАО ЕЭС энергетики приступили к реализации самых крупных за последние 15 лет проектов строительства и модернизации гидроэлектростанций. Первоочередными объектами строительства являются каскады Иокангских ГЭС установленной мощностью 360 МВт, Восточно Лицкие ГЭС суммарной мощностью 380 МВт и Понойские ГЭС суммарной мощностью до 1800 МВт, спроектированные как пиковые и полупиковые источники энергии, которые должны будут работать совместно с построенной в перспективе КАЭС-2. Так же их можно будет использовать совместно и с крупными ветроэлектрическими станциями соизмеримой мощности (1;

3;

5;

6;

7).

По предложению «Колэнерго» Ленгидропроектом подготовлена проектная документация по расширению ГЭС Нива-2 на один агрегат с увеличением пропускной способности станции на 30%. Выполнен в эскизных проработках проект расширения Нижне-Туломской ГЭС с увеличением пропускной способности на 30-40%.

Существует предложение «Колэнерго» о расширении Иовской ГЭС с установкой в отдельном здании гидроагрегата мощностью до 50 МВт и увеличением пропускной способности станции на 50%.

В филиале «Кольский» ОАО «ТГК-1», началась подготовка к модернизиции ГЭС-4 (Кайтакоски) и реконструкции ГЭС-5 (Янискоски) и других ГЭС Пазского каскада. Первым этапом реализации проекта станет прорезка обходного канала (дополнительного русла) реки Паз, так как из-за особенностей рельефа дна уровень воды на ГЭС-4 падает уже на два метра, что приводит к серьезным проблемам в эксплуатации ГЭС. Дополнительное русло реки позволит стабильно обеспечивать каскад необходимым объемом воды.

Кроме того, будет проведена серьезная модернизация ГЭС-4 с заменой гидроагрегатов, что позволит увеличить их пропускную способность до 250 кубических метров воды, а также реконструкция одноагрегатной ГЭС-5 Янискоски. Эти работы позволят более планомерно и глубоко использовать ресурсы озера Инари, уменьшить риски холостых сбросов, когда вода просто уходит, не вырабатывая электроэнергию, как на российских, так и на норвежских ГЭС, расположенных на реке Паз. В целом технически и экономически обоснованным можно считать увеличение мощности Кольской энергосистемы за счет реконструкции существующих ГЭС на 145 МВт.



Pages:     | 1 |   ...   | 25 | 26 || 28 | 29 |   ...   | 39 |
 










 
© 2013 www.libed.ru - «Бесплатная библиотека научно-практических конференций»

Материалы этого сайта размещены для ознакомления, все права принадлежат их авторам.
Если Вы не согласны с тем, что Ваш материал размещён на этом сайте, пожалуйста, напишите нам, мы в течении 1-2 рабочих дней удалим его.