Разработка методики выбора и рационального использования когенерационных систем в качестве источника электроэнергии на предприятии по технико-экономическим критериям
На правах рукописи
ХАРИТОНОВ ДМИТРИЙ АЛЕКСАНДРОВИЧ РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА И РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ СИСТЕМ В КАЧЕСТВЕ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРЕДПРИЯТИИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ КРИТЕРИЯМ Специальность 05.09.03 – Электротехнические комплексы и системы
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук
МОСКВА 2007 2
Работа выполнена в Московском энергетическом институте (ТУ) на ка федре «Электроснабжение промышленных предприятий».
Научный консультант: - кандидат технических наук, доцент Матюнина Юлия Валерьевна
Официальные оппоненты: - доктор технических наук, профессор Егоров Андрей Валентинович - кандидат технических наук, Зиборов Борис Николаевич
Ведущая организация: ГУП Институт «Моспромпроект»
Защита состоится «11» мая 2007 г. в аудитории М-611 в 12 часов на заседании диссертационного совета Д 212.157.02 при Московском энергетиче ском институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, ул.
Красноказарменная, 13.
Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказар менная, д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).
Автореферат разослан « » _ 2007 г.
Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент Цырук С. А.
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. В настоящее время электроэнергетика России характеризуется значительным износом электростанций, сетей и подстанций.
Уже сегодня есть регионы с дефицитом мощности, в которых рост электропо требления опережает возможности ввода в строй не только генерирующего, но и распределительного оборудования, позволяющего импортировать энергию из других регионов страны. Вместе с тем имеет место недогруженность основных генерирующих мощностей в ночное время и перегрузка их в дневные часы. Все это увеличивает вероятность аварийных перерывов электроснабжения потреби телей или ограничений из-за дефицита мощности.
Для поддержания надежности электроснабжения потребителей и эконо мического роста страны в энергосистемах необходимо установить по различ ным оценкам до 20 ГВт установленной генерирующей мощности. Однако ввод в строй новой ТЭЦ на парогазовом цикле потребует от 4 до 6 лет, а АЭС – до лет. Следует отметить, что усиление и реконструкция электрических сетей, строительство новых электростанций в большой степени финансируется потре бителями через высокие тарифы на электроэнергию, плату за технологическое присоединение, а также за счет выполнения технических условий на присоеди нение.
Вместе с тем, для обеспечения первой или второй категории надежности потребитель в большинстве случаев обязан установить и поддерживать в готов ности резервный источник электроснабжения. Таким образом, обеспечение на дёжности электроснабжения фактически возложено на потребителя. Решением этой проблемы может стать создание на предприятиях собственных источников электрической и тепловой мощности, обладающих большим по сравнению с крупными станциями коэффициентом использования топлива (до 8085 %), по строенных на базе газопоршневых (ГПУ) или газотурбинных (ГТУ) установок.
Помимо привлекательной цены за 1 кВт электрической мощности эти устрой ства имеют срок ввода в эксплуатацию от 2 месяцев до года.
При успешном разрешении вопросов с подключением мини-ТЭЦ парал лельно энергосистеме и создании правовой базы для мелких производителей энергии собственные источники электроэнергии могут стать решением проблем не только самих потребителей, но и энергетики страны в целом. Поэтому акту альны вопросы рационального построения систем электроснабжения с включе нием в них мини-ТЭЦ, которые и рассмотрены в диссертационной работе. Тре бует оценки возможность применения когенерационных систем в качестве ос новного или вспомогательного источника электроэнергии, способы включения генераторов малой мощности в сеть предприятия. Необходим также анализ ра боты установок в различных режимах параллельной работы с сетью как в эко номическом аспекте, так и с учетом надежности.
Цель работы и задачи исследования. Целью работы является разработ ка комплексной методики выбора и рационального использования когенераци онных систем в качестве основного или вспомогательного источника энергии на предприятиях при обеспечении необходимого уровня надежности электро снабжения.
Согласно поставленной цели, в работе решены следующие научные и практические задачи:
1. Обоснована возможность и целесообразность применения децентрали зованных источников малой мощности на предприятиях.
2. Исследованы особенности когенерационного оборудования с выявле нием преимуществ и недостатков различных приводных двигателей, определе ны области их применения.
3. Проанализировано влияние различных факторов на надежность гене рирующего оборудования с газопоршневым приводом.
4. Проведена оценка работы когенераторов в независимом от сети и па раллельном режимах по технико-экономическим критериям и надежности.
5. Выработаны рекомендации по построению схем электроснабжения предприятий с использованием когенерационных систем малой мощности.
6. Реализованы основные положения разработанной методики на примере электроснабжения предприятия перерабатывающей промышленности.
Методы исследования определялись поставленными задачами. Исполь зовались основные положения теории надежности, вероятностно статистические методы обработки информации. Проанализированы данные за водов-изготовителей оборудования и сервисных центров, а также статистиче ские данные по отказам газопоршневых установок.
Научная новизна.
• Выбор числа газопоршневых агрегатов и их мощности осуществляется на базе характеристик графика нагрузки потребителя и параметров надежности системы электроснабжения в целом.
• На основе модели ГПУ построены зависимости коэффициента готов ности от продолжительности технического обслуживания, что позволяет оцени вать надежность как единичной установки, так и системы электроснабжения с использованием ГПУ.
• Разработана методика определения экономически целесообразных ре жимов работы когенерационных систем с выбором оптимального тарифа на электроэнергию.
• Предложены принципы построения схем электроснабжения предпри ятий с использованием собственных источников электроэнергии, учитывающие категорийность электроприемников.
Практическая ценность.
• Определены области применения различных типов когенерационных установок с учетом их технических и экономических характеристик.
• Рассчитаны основные технико-экономические показатели ряда типо вых мощностей ГПУ, а также показатели надежности каждой единицы.
• Выявлены границы целесообразности применения различных видов тарифов на электроэнергию для предприятий в зависимости от характеристик графика нагрузки.
• Оценены различные варианты включения генераторов в систему элек троснабжения предприятия.
• Определены критерии экономически целесообразного режима работы ГПУ для построения оптимального по экономическим параметрам источника электроэнергии для предприятия.
Реализация результатов работы.
Материалы диссертационной работы внедрены в ООО «Специнжэлек тро», ООО «КСК ИНВЕСТ». Разработанные варианты интегрирования источ ника электроэнергии в систему электроснабжения использованы при разработке проекта реконструкции ТП 2х2500 кВА ЗАО «ИНТЕГРАЛ-РП».
Апробация работы. Основные результаты работы обсуждались на IX, X, XI, XII, XIII Международных научно-технических конференциях студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика» (Москва, МЭИ(ТУ), 2003, 2004, 2005, 2006, 2007), Всероссийской научно-технической конференции «Электроэнергия: от получения и распределения до эффективно сти использования» (Томск, 2006), на научно-практической конференции «Проблемы потребителей электроэнергии в условиях реформирования электро энергетики», на научных семинарах кафедры «Электроснабжение промышлен ных предприятий» ИЭТ МЭИ (ТУ) в 20042007 гг.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введе ния, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Объем рабо ты составляет 144 страниц основного текста, включая 50 иллюстраций и таблицу. Список литературы включает 110 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, отражена научная но визна и практическая ценность, дана общая характеристика работы.
Первая глава посвящена обзору состояния российской энергетики. Обо значены настоящие и перспективные проблемы большой энергетики и описаны возможности интегрирования мини-ТЭЦ на базе газопоршневых и газотурбин ных приводов. Применение подобных устройств в системах электроснабжения предприятий позволяет решить не только локальные проблемы надежности и снижения затрат на электроэнергию, но является одним из способов разреше ния назревших в энергетике страны сложностей. Приведен опыт иностранных государств в области малой энергетики. Обозначены проблемы законодательст ва и нормативной базы в области развития генерирующих компаний малой мощности на региональных рынках электроэнергии.
В существующих условиях потребитель для обеспечения надежности электроснабжения и снижения платы за электроэнергию вынужден строить собственные источники электроэнергии. Проведен анализ параллельного с се тью и автономного режимов работы такого источника, отражены основные проблемы, особенности и преимущества каждого из вариантов. Особое внима ние следует уделять режиму параллельной работы с сетью, как наиболее слож ному с точки зрения обеспечения чувствительности и селективности защит в системе энергосистемы. Сложность этого режима заключается в разнице токов КЗ от энергосистемы и генераторов, то есть РЗ, отстроенная от режима парал лельной работы оказывается нечувствительной к токам КЗ от генераторов, ра ботающих автономно. Отсюда необходимость применения средств защиты и автоматики, изменяющих уставки в зависимости от способа включения мини ТЭЦ в систему электроснабжения.
Положительная сторона автономного режима работы – отсутствие полу чения и выполнения технических условий от энергосистемы, платы за техноло гическое присоединение и более низкая стоимость электроэнергии. Однако со кращается продолжительность использования номинальной мощности энерго агрегатов из-за жесткой зависимости мгновенной мощности генератора от гра фика электрической нагрузки.
Рассмотрены примеры включения генераторов малой мощности на па раллельную работу с энергосистемой и описаны ограничения, накладываемые энергосистемой на способы включения мини-ТЭЦ. Описаны особенности ре лейной защиты и автоматики при параллельной работе от двух источников электроснабжения, а также сформулированы основные требования для парал лельного с сетью и автономного режима работы генераторов, предъявляемые к двигателю и его системе управления.
На основании изложенного сформулированы цели и задачи исследования.
Во второй главе рассмотрены особенности строения, преимущества и недостатки когенерационных систем на базе газопоршневых, газотурбинных и парогазовых технологий производства тепловой и электрической энергии. Опи саны возможности и ограничения, накладываемые на двигатель при его работе с генератором, в частности, влияние загрузки поршневого двигателя на его ре сурс. Важно отметить, что при снижении загрузки двигателя, продолжитель ность его работы в этом режиме уменьшается. Так, для поршневых двигателей Caterpillar непрерывная работа двигателя до 1600 кВт без турбонаддува при за грузке менее 80 % может происходить не более 750 часов. Двигатели большей мощности способны работать более продолжительное время. Параметр загруз ки двигателя является одним из самых важных факторов при выборе единичной мощности установки, так как от него будет зависеть не только КПД и удельный расход топлива, но и ресурс самого двигателя, что непосредственно сказывает ся на надежности электроснабжения.
Отражены зависимости КПД поршневого и турбинного двигателей от ус ловий окружающей среды и загрузки. Выявлено, что характеристики ГПУ ме нее зависимы от температуры окружающего воздуха, высоты над уровнем мо ря. Дан сравнительный анализ поршневого и турбинного двигателей, опреде ливший целесообразность применения ГПУ в интервале мощностей от десятков кВт до 4 МВт (рис. 1, 2). При этом минимум капитальных затрат и стоимости электроэнергии наблюдается у установок мощностью 16002000 кВт. При еди ничной мощности установки более 9 МВт перспективен газотурбинный двига тель.
Удельная стоимость,$/кВт ГПД ГТД 0 1 2 3 4 5 Единичная мощность агрегата, МВт Рис. 1. Удельная стоимость поршневой и турбинной установок уделный расход топлива, МДж/кВтч ГПД ГТД 30 40 50 60 70 80 90 Нагрузка, % Рис. 2. Удельный расход топлива поршневой и турбинной установками Третья глава посвящена разработке типового ряда ГПУ, методике фор мирования основного и вспомогательного источника электроэнергии на базе ГПУ, а также анализу надежности установки и определению зависимостей на дежности от различных факторов.
Номенклатура выпускаемого в настоящее время парка генераторов с при водом от газопоршневого двигателя внутреннего сгорания представляет собой пеструю картину из десятков производителей и огромного мощностного ряда агрегатов. Каждое из этих устройств оригинально и требует скрупулезного ана лиза всех характеристик, возможностей и ограничений, заложенных в конст рукцию любого сложного технологического изделия.
На основе данных заводов-изготовителей была сформирована база дан ных, включающая название установки, ее номинальную мощность, марку и мощность приводного двигателя, марку и мощность генератора, расход топлива при разных уровнях загрузки, количество единовременно используемого масла и других характеристик. Из этой базы выделен ряд основных типоразмеров ГПУ, обладающих схожими характеристиками (табл. 1).
Таблица Группы генераторов по типовой мощности Расход газа Стоимость 1кВтч при за Мощ- Коэффи Стоимость при 100% грузке, руб ность, циент КПД, % 1 кВт, руб.
загрузке, кВт готовности 50 % 75 % 100 % м/кВтч 350 0,9739 36,3 0,281 28980 0,461 0,430 0, 500 0,9763 36,8 0,285 33910 0,440 0,423 0, 750 0,9754 37,2 0,268 23180 0,459 0,427 0, 1000 0,9741 38,6 0,283 22150 0,450 0,425 0, 1150 0,9730 39,9 0,282 19700 0,448 0,423 0, 1600 0,9733 40,9 0,264 19500 0,408 0,389 0, 2000 0,9699 40,0 0,256 20665 0,401 0,384 0, 2300 0,9659 39,2 0,254 19650 0,523 0,508 0, 3000 0,9651 41,2 0,255 23565 0,533 0,507 0, По заводским данным произведен расчет стоимости электроэнергии в за висимости от загрузки двигателя. Расчет производился исходя из стоимости га за 1,5 рубля за 1 м и стоимости масла 20 рублей за 1 кг. При расчете учитывал ся не только расход масла на угар, составляющий для всех установок нормиро ванную величину 0,3 гр/кВтч, но и необходимость замены масла каждые часов работы установки (объем масла при полной замене масла брался по сред ней величине). Утилизация тепловой энергии не учитывалась. Также построены зависимости расхода газа (по данным работы двигателей, приведенным к тем пературе окружающей среды +25 С, давлении 96,28 кПа и топливе, имеющем низшую теплотворную способность 35,6 МДж/м при температуре 0С и абсо лютном давлении 101,60 кПа) от загрузки генератора (рис. 3) Нелинейное изменение КПД в зависимости от изменения мощности дви гателя объясняется тем, что большинство производителей используют один и тот же двигатель для генераторов различной мощности и тем, что соотношение механической мощности двигателя к мощности генератора при изменении мощности генератора меняется. Предложенный типовой ряд ГПУ охватывает большую часть представленных на рынке установок различных производителей и представляет собой инструмент для предварительной оценки инвестиций в собственный источник ЭЭ и надежности СЭС при использовании ГПУ.
500 кВт 750 кВт Расход газа, 600 1150 кВт 500 1600 кВт 2000 кВт 2300 кВт 3000 кВт 40% 60% 80% 100% Загрузка, % Рис. 3. Зависимость расхода газа от загрузки двигателя.
Одним из основных показателей работы установок является их надеж ность, численно выраженная в коэффициенте готовности и вероятности безот казной работы. Согласно ГОСТ 27.002-89 коэффициент готовности вероят ность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается. Этот параметр имеет зависи мость от времени наработки. Кг находится по времени пребывания ГПУ в со стояниях технического обслуживания и восстановления по отношению к вре мени нахождения в работоспособном состоянии при определённом уровне тех нической готовности. Интервалы времени нахождения ГПУ в различных со стояниях вычисляются путём решения системы уравнений Колмогорова, со ставленных для шести основных состояний (рис. 4): S1 работоспособное со стояние установки;
S2 состояние скрытого отказа;
S3 состояние восстанов ления после отказа;
S4 состояние планового ТО;
S5 состояние планового аварийно-восстановительного ремонта;
S6 состояние внепланового аварийно восстановительного ремонта.
51 S 41 S1 S4 S 12 S S Рис. 4. Структура состояний установки Основной причиной выхода из строя оборудования (за исключением за водского брака) является периодичность технического обслуживания (ТО) уз лов ГПУ. Все производители ГПУ и приводных двигателей к ним указывают срок до первого капитального ремонта и срок наработки на отказ исходя из чет кого соблюдения службой эксплуатации регламента проведения ТО. Только в этом случае разработчики дают гарантию на работоспособность оборудования в течение указанных ими сроков. Несоблюдение этого регламента ведет к увели чению вероятности отказа. На рис. 5 представлены примеры зависимости изме нения коэффициента готовности установок от реального времени ТО при раз личном времени восстановления установки.
1, 0, 0, 4ч 0, 10 ч 0,6 20 ч 0,5 50 ч Кг 100 ч 0, 500 ч 0, 1000 ч 0, 0, 0, 0 200 400 600 800 1000 Продолжительность ТО,ч Рис. 5. Зависимость коэффициента готовности от продолжительности ТО в течение года при времени наработки на отказ 40000 часов для различного времени восстановления ГПУ Становится очевидным, что соблюдение регламента ТО является опреде ляющим в надежности ГПУ. Совокупность кривых, построенных для различ ных значений наработки на отказ и времен восстановления, представляет собой инструмент для нахождения Кг системы из нескольких ГПУ и являет собой унифицированную информацию для разработки и планирования ТО на мини ТЭЦ.
Решение о выборе единичной мощности ГПУ производится на основе анализа графика нагрузки (суточного и годового) каждой секции шин потреби теля. Поскольку мощность на обеих секций меняется независимо и в сумме со ставляет полную нагрузку предприятия, то и выбор единичной мощности агре гата должен быть сделан на основании режима энергопотребления обеих сек ций. Суточные графики электрической нагрузки дают представление о характе ре изменения мощности, и определяют решение вопроса о динамической ус тойчивости генераторов.
Каждый из рассматриваемых вариантов ГПУ характеризуется своими стоимостными и надежностными показателями. Для определения эффективно сти использования того или иного вида источника электроснабжения необхо димо выработать общий критерий относительной оценки, позволяющей про вести исследование и сопоставление надежностных и стоимостных характери стик рассматриваемых источников.
Основным принципом формирования источника электрической энергии на предприятии будет обеспечение минимума капитальных затрат на строи тельство и эксплуатационных издержек. При этом обязательным условием бу дет надежность электроснабжения, задаваемая в зависимости от состава элек троприемников и их соотношения в общей нагрузке.
Все предприятия различны по электропотреблению и составу основных электроприемников, и, соответственно структуре источника электропитания, Вследствие чего затрудняется определение вероятности безотказной работы в обычном его понятии, как отношение числа отказавших изделий n за время t к общему числу эксплуатируемых N0. В этих условиях оценка безотказной рабо ты оборудования по классическим методам теории вероятностей не дает же лаемых результатов. Поэтому в условиях эксплуатации для ремонтируемых из делий при определении показателей их надежности переходят от определения вероятности безотказной работы к определению других усредненных показате лей, таких как наработка на отказ, коэффициент готовности, ресурс и других.
Так как для оценки этих показателей необходим значительный промежуток времени, недоступный на практике, необходимо иметь дифференцированную оценку надежности ГПУ, отражающую влияние различных факторов. Для этого введем необходимую продолжительность работы установки с вероятностью безотказной работы, равной единице, и надежность мини-ТЭЦ будем рассмат ривать исходя из свойств установок, закладываемых производителями и из ста тистической оценки работы подобных установок в других СЭС. При этом учи тываются зависимости коэффициента готовности от регламента ТО (рис. 5).
Основная задача оптимизации параметров электростанции это выбор такой комплектации электроагрегатов, которая обеспечит минимальные пере рывы и ущерб от перерывов в электроснабжении промышленного объекта и максимальную живучесть технологического процесса в экстремальных ситуа циях. Для этого пользуются общей формулой агрегаточасов:
n n TК · nСТ = T раб · n раб + T рез · n рез + T рем · n рем + Tа · nа (1) 1 где Т К – время необходимой работы электростанции, определяемое технологи ческим процессом и ущербом от перерыва питания;
nСТ число агрегатов, уста новленных на электростанции;
n РАБ число агрегатов, постоянно находящихся в работе, для обеспечения нагрузки с учетом ненагруженного резерва;
n РЕЗ чис ло агрегатов, постоянно находящихся в резерве и обеспечивающих покрытие краткосрочных максимумов нагрузки или вводимых в кратчайшие сроки взамен агрегатов, выходящих в ремонт (профилактический либо аварийный);
TРЕМ ка лендарное время, необходимое на профилактические ремонты одного агрегата в год в соответствии с техническими условиями на поставку электроагрегатов;
n РЕМ число агрегатов, выходящих в профилактические ремонты в текущем го ду;
Tа календарное время (среднестатистическое), необходимое для внеплано вых (аварийных) ремонтов электроагрегатов данного типа;
n а число агрегатов (среднестатистическое), на которых могут произойти аварийные отказы, приво дящие к выходу агрегата во внеплановый ремонт.
Выбрав тип ГПУ по табл. 1, можно определить его фактическую надеж ность;
зная данные по необходимым профилактическим осмотрам, ремонтам по техническим условиям на поставку и, располагая статистикой отказов электро агрегатов данного типа или аналогичных, можно рассчитать количество необ ходимых электроагрегатов по выражению (1) для электростанции из условий, что надежность обеспечения электроэнергией объекта будет равна заданной техническим заданием. Величина ненагруженного резерва определяется соста вом и соотношением мощности электроприемников первой категории надежно сти к общей нагрузке.
Для обеспечения надежности электроснабжения ответственных потреби телей необходимо иметь 100% резервирование, то есть в работе постоянно должно находится такое количество ГПУ, которое обеспечит питание этих по требителей при исчезновении или ограничении мощности одной из секций. Та ким образом, система ЭС на базе ГПУ должна иметь в своем составе мощность ненагруженного резерва, равную по значению суммарной мощности всех элек троприемников первой категории надежности. В случае, если мини-ТЭЦ рас сматривается в качестве источника питания нагрузок второй или третьей кате гории, то целесообразность горячего резервирования, как и количество агрега тов, находящихся в холодном резерве или плановом/аварийном простое опре деляется исходя из величины ущерба от простоя оборудования, вызванного не плановым отключением нагрузки.
При работе генераторов в параллель с сетью в качестве вспомогательного источника, количество и мощность единичной ГПУ определяется исходя из минимизации затрат на сооружение мини-ТЭЦ и технико-экономического рас чета, учитывающего штрафные санкции энергосистемы при выходе из строя одного из генераторов.
С учетом принятых допущений количество одновременно работающих электроагрегатов электростанций собственных нужд определится по формуле:
Pmax = n iраб РНОМ K З, (2) i где: Рmax максимальная нагрузка электростанции, кВт;
Р НОМ номинальная i мощность i-го электроагрегата, кВт;
K З коэффициент загрузки электроагре гатов.
Одним из способов регулирования платы за электроэнергию можно счи тать установку газопоршневых генераторов для регулирования электропотреб ления в часы максимума энергосистемы. В основу этого метода заложено огра ничение нагрузки потребителя со стороны энергосистемы за счет выработки электроэнергии собственными источниками. Совместная работа ГПУ мини ТЭЦ совместно с энергосистемой возможна по следующим сценариям. Это ре жим срезания пика, нагружение «по уровню» и «нулевой экспорт нулевой импорт». Концепция срезания пика для заказчика состоит в том, что он имеет достаточно возможностей генерировать собственную электроэнергию, чтобы срезать пик своего энергопотребления либо полностью покрывать потребность в электроэнергии. Это освобождает энергоснабжающую организацию от до полнительных обязательств. Режим нагружения «по уровню» работа генера торов на постоянную нагрузку. Когда потребление электроэнергии превышает возможности генератора, энергия импортируется от энергоснабжающей орга низации. Если нагружение по уровню превышает внутреннее потребление электроэнергии, излишек энергии в некоторых случаях может быть экспорти рован предприятию электроснабжения. Режим «нулевой экспорт нулевой им порт» оставляет предприятие подключенным к энергосистеме, однако потреб ность в мощности полностью покрывается за счет ГПУ предприятия.
Зачастую работа в параллель с энергосистемой накладывает дополни тельные финансовые обязательства на предприятие, а именно необходимость реконструкции узла электросети, от которого предприятие берет энергию. По этому режимы нагружения «по уровню» и «нулевой экспорт нулевой импорт» не всегда подходят для реализации. Однако в этом случае можно использовать вариант срезания пика при условии работы предприятия в период пиковой и полупиковой зон энергосистемы полностью за счет собственных источников.
Энергосистема для предприятия будет в этом случае выступать в качестве го рячего резерва, а надежность работы ГПУ не будет зависеть от внешних факто ров, таких как КЗ в узле питания предприятия. Единственным ограничением использования такого режима будет необходимость организации двухуровне вой системы РЗиА на период синхронизации и переключения нагрузки между энергосистемой и ГПУ.
При использовании оптимального для конкретного предприятия тарифа на электроэнергию (рис. 6), зависящего от коэффициента максимума нагрузки предприятия, можно определить целесообразность включения собственного ис точника, которая также будет зависеть от Км. Пример соотношения суточной стоимости электроэнергии для различных вариантов построения источника электроэнергии представлен в табл. 2.
Диаграмма оптимального тарифа для СН 1, Коэффициент максимума 1, 1, Одностав очный 1, 1,5 Дифференциров анный 1,4 Дв ухстав очный 1, 1, 1, 1 Месяцы 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 Рис.6. Диаграмма зон оптимального тарифа для предприятия при питании по сети среднего напряжения (зоны актуальны для г. Москвы).
Таблица 2.
Соотношение суточной стоимости электроэнергии в различных режимах работы при использовании генераторов 4х2300 кВт для максимальной мощности предприятия 9 МВт Стоимость электроэнергии за сутки, руб.
Доля от электро- Соотношение При работе потреб- стоимости ЭЭ При питании При работе от генера № варианта ления в Км в режиме сре торов в ре только от энер- от генера режиме зания пика к госистемы торов жиме сре срезания работе от ге зания пика пика нератора 0, 1 1,03 247218 103325 121105 1, 0, 2 1,08 240665 98492 114554 1, 0, 3 1,15 234222 93622 108112 1, 0, 4 1,21 227724 88596 101615 1, 0, 5 1,29 221118 83374 95009 1, 0, 6 1,38 214565 78075 88458 1, 0, 7 1,49 208013 72660 81906 1, 0, 8 1,61 201460 67129 75355 1, 0, 9 1,75 194908 61480 68804 1, Как видно из табл. 2, стоимость электроэнергии при питании от системы превышает стоимость при любом из вариантов использования ГПУ почти в раза. Таким образом, преимущество использования ГПУ не только в качестве дополнительного источника питания для увеличения надежности ЭС, но и как средства экономии платы за электроэнергию, неоспоримо. Режим срезания пика интересен еще тем, что ГПУ работают только в часы максимума энергосисте мы, то есть в зимнее время – 6 ч., в летнее – 4 ч. Таким образом, износ основно го оборудования идет в среднем в 5 раз медленнее, чем при постоянной загруз ке, что влечет за собой снижение количества аварий, так как износ влияет на коэффициент готовности ГПУ, то есть на вероятность безотказной работы. Из этого следует вывод о целесообразности применения ГПУ именно в режиме срезания пика.
Четвертая глава посвящена технико-экономическому обоснованию ис пользования ГПУ в качестве постоянного или вспомогательного источника энергоснабжения для ЗАО «ИНТЕГРАЛ-РП». Особенностью производства яв ляется наличие электроприемников первой категории, перерыв питания кото рых ведет к потерям из-за сбоя в производственном цикле. Питание ТП 2х кВА предприятия осуществляется от 2-х секций ГПП 110/10 кВ по двум ка бельным линиям. Газоснабжение предприятия осуществляется от магистраль ного газопровода по одной трубе диаметром 219 мм, давление газа – 0,3 МПа.
Максимальная часовая нагрузка потребителей тепловой энергии в зимний период составляет 2 Гкал/час, из них: 0,65 Гкал/час — на отопление (вода С);
0,45 Гкал/час — на горячее водоснабжение (вода 70 С);
0,9 Гкал/час — на технологические нужды (пар 110 С, 4 атм.).
Параметры электропотребления: годовое потребление – не менее МВтч;
максимальная мощность в зимний период – 3100 кВт, в летний – кВт;
минимальная мощность в зимний период – 650 кВт, в летний – 690 кВт.
Расчет надежности системы электроснабжения показал в настоящий мо мент коэффициент готовности на уровне 0,99989, что в принципе согласуется с требованиями надежности предприятия. Однако существенная плата за элек троэнергию вынуждают рассматривать установку ГПУ как способ снижения за трат на электроэнергию.
Рассмотрены 2 варианта построения собственного источника ЭС: первый – создание автономного источника из шести установок по 1120 кВт, второй – создание вспомогательного источника, работающего в режиме срезания пико вой нагрузки как в параллель с энергосистемой, так и независимо от нее.
Подключение генераторов выполнено к РУ-10 кВ, что обеспечивает меньшие значения токов КЗ (по сравнению с подключением к РУ-0,4 кВ) как в автономном, так и в параллельном с сетью режиме.
Особенностью системы электроснабжения является то, что трансформа торы сухого типа выбраны исходя из нормального рабочего режима нагрузки, и в случае пропадания питания на одной из секций не способны нести нагрузку послеаварийного режима целиком. Поэтому на ГРЩ-0,4 кВ предусмотрена ав томатическая система разгрузки, отключающая неприоритетную нагрузку на время восстановления нормального режима. В случае отключения защитой од ного из генераторов или возникновения аварийной ситуации оставшиеся в ра боте должны быть способны выдерживать набросы и сбросы нагрузки.
Перечисленные условия влияют на выбор единичной мощности ГПУ и число агрегатов, находящихся в резерве. В случае выхода из строя одного из генераторов любой секции, второй генератор, оставшийся в работе обеспечива ет непрерывность электропитания потребителей. График нагрузки представляет собой две площадки: одна – период рабочей смены, характеризующийся боль шим электропотреблением, вторая – ночной период, при котором нагрузка со ставляет величину в 3 раза меньшую, чем в смену. Как было отмечено ранее, одним из условий выбора количества и единичной мощности ГПУ является ми нимальная нагрузка на приводной двигатель – она должна быть не менее 25 % от номинальной. Поэтому для первого варианта были выбраны ГПУ мощно стью 1120 кВт. В период минимального потребления работают две установки с загрузкой порядка 50%, а в период максимального потребления включаются еще две установки.
Второй вариант с установками 2х1618 кВт работает в режиме срезания пика, то есть покрывает потребности в электроэнергии в период рабочей смены.
Составляющая стоимости электроэнергии от системы рассчитывается по диф ференцированному по времени суток тарифу, так как пик электропотребления предприятия, совпадающий с пиковой и полупиковой зоной энергосистемы бу дет полностью обеспечиваться за счет собственного источника. Стоимость электроэнергии для обоих вариантов без учета расходных материалов и стои мости ТО приведена в табл. 3 (учтен отвод тепла к потребителям).
Таблица Стоимость электроэнергии, тыс. руб., для различных вариантов электроснабжения Вариант Январь Февраль Март Апрель Май Июнь От сети 1542,3 1440,7 1553,2 1566,6 1511,6 1577, 6х1120 кВт 231,2 230,7 251,7 257,8 324,6 370, 2х1618 кВт 581,3 532,2 571,6 573,6 564,6 597, Вариант Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь От сети 1538,9 1616,1 1560,3 1668,76 1594,9 1622, 6х1120 кВт 367,4 396,8 380,5 288,0 269,6 266, 2х1618 кВт 583,5 610,6 584,8 584,6 563,6 579, Как видно из табл. 3, стоимость электроэнергии в варианте автономного питания установками 6х1120 кВт существенно ниже, чем в варианте комбини рованного источника с установками 2х1618 кВт. Однако на срок окупаемости оборудования оказывает влияние и стоимость технического обслуживания вку пе с затратами на расходные материалы. В течение года ГПУ первого и второго вариантов изнашиваются по-разному. Если во втором варианте 2х1618 кВт ус тановки работают не более 12 часов в сутки, то в первом 2 установки должны работать постоянно, а еще 2 подключаются по мере прохождения максимума электропотребления предприятия. Оставшиеся 2 ГПУ находятся в холодном ре зерве.
Вследствие большей продолжительности работы ГПУ первого варианта их относительный износ и стоимость ТО будут больше, чем для установки из второго варианта (табл. 4 и 5).
Таблица Параметры наработки и стоимости ТО для одной установки 1120 кВт для первого ва рианта источника питания потребителей Год Параметры 1 2 3 4 Среднее время работы за год, ч 4052 3965 3802 4052 Затраты на ТО, тыс. рублей 876,2 918,5 1047,4 918,5 876, Наработка за год, час 4030 3940 3770 4030 Таблица Параметры наработки и стоимости ТО для одной установки 1618 кВт для второго варианта источника питания потребителей Год Параметры 1 2 3 4 Среднее время работы за год, ч 3070 3070 3070 3070 Затраты на ТО, тыс. рублей 643,38 740,51 773,06 740,51 643, Наработка за год, час 3070 3070 3070 3070 При разработке схем как вспомогательного, так и основного источника электроэнергии, необходимо было руководствоваться требованием категорий ности потребителей. Для обеспечения надежности питания всех потребителей было принято решение о разделении электроприемников по принадлежности к категории. Все ответственные электроприемники подключены к выделенным шинам 0,4 кВ, которые объединены АВР. Оба варианта собственного источника электроэнергии построены по одному и тому же принципу, а именно, в случае дефицита генерирующей мощности необходимо отключение части нагрузок секций 1 и 2 по принципу приоритетности, либо полного отключения 1 и 2 сек ций от источника питания.
При построении независимого от сети источника питания учитывались особенности режимов работы предприятия в различное время суток. В ночное время потребление не так велико, и для обеспечения всех электроприемников достаточно двух работающих генераторов, загрузка которых составляет 45- %, то есть в случае выхода из строя или аварийного отключения одной из ГПУ, вторая способна нести нагрузку всего предприятии. Для восстановления пита ния от двух независимых источников необходимо либо включение отключив шегося генератора, либо включение резервного, находящегося на этой же сек ции, для этого генератор включается без нагрузки, синхронизируется с генера торами другой секции и подключается к секции с потребителями при одновре менном отключении питания от соседней секции. Включение второстепенных нагрузок осуществляется последовательно. При пиковом электропотреблении питание осуществляется от 4 генераторов. Поэтому при выходе из строя или отключении одной ГПУ оставшиеся три не в состоянии нести всю нагрузку. В этом случае происходит принудительное отключение секции с электроприем никами 2 и 3 категории надежности. Если на аварийной секции имеется резерв ный генератор, то он включается на аварийную секцию, предварительно син хронизировавшись с работающим генератором аварийной секции. После этого включается нагрузка 1-й секции. Отключение нагрузок 2 и 3 категории осуще ствляется согласно последовательности, определенной значимостью того или иного потребителя.
Второй вариант построения собственного источника электроэнергии бо лее прост с точки зрения эксплуатации и иерархии схемы включения мини ТЭЦ. В ночной период все потребители получают электроэнергию от сети, а ГПУ выполняют функцию резервных источников питания. Контроль за состоя нием вводов, запуск приводного двигателя и включение генератора реализова ны в схеме АВР.
Наиболее привлекательным для потребителя с точки зрения возврата вложенных средств оказывается второй вариант источника электроэнергии, то есть вариант со срезанием пика электропотребления. Другой положительной стороной для потребителя является меньший объем денежных средств, необхо димых для реализации проекта. Вариант построения собственного источника электроэнергии оказывается менее привлекательным не только из-за больших капитальных затрат, но и как следствие, больших сроков окупаемости. Средний износ генерирующих мощностей 1-го варианта больше, чем во втором (43-46% против 35%), что влечет за собой увеличение затрат на обслуживание. Однако полностью независимый источник электроэнергии имеет меньшую по сравне нию с вариантом комбинированного источника стоимость энергии, и, как след ствие, более высокую прибыль от использования первичных энергоресурсов.
ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ 1. Доказана целесообразность применения когенераторных установок на промышленных предприятиях в качестве основного или вспомогательного ис точника электроэнергии, что позволяет повысить надежность электроснабже ния и улучшить экономические показатели предприятия.
2. Определены интервалы экономически и технически оправданной еди ничной мощности различных источников электроэнергии (газопоршневых, га зотурбинных, парогазовых). Доказано, что при единичной мощности установки до 3000 кВт лучшими экономическими показателями обладают газопоршневые установки, причем минимум стоимости установленной мощности и стоимости электроэнергии наблюдается в интервале 1600–2000 кВт.
3. Предложен ряд типовых электрических мощностей газопоршневых ус тановок, получены их основные экономические и надежностные показатели, необходимые для разработки оптимального по экономическим параметрам ис точника электроэнергии и для оценки его надежности.
4. Разработана методика выбора числа и единичной мощности установок для создания независимого и вспомогательного источника электроэнергии.
5. На основании модели ГПУ получены зависимости коэффициента го товности от продолжительности ТО и времени восстановления установки, по зволяющие оценить надежность как отдельной ГПУ, так и системы электро снабжения с включенными в нее ГПУ.
6. Проведено технико-экономическое сравнение вариантов собственного источника электроэнергии (независимый, вспомогательный, в режиме срезания пика) для ряда мощностей собственных источников и различных графиков электрической нагрузки;
выявлены преимущества режима срезания пика.
7. На примере создания источника электроэнергии на действующем предприятии по производству продуктов питания проведена оценка надежно сти различных вариантов электроснабжения.
8. Разработаны схемные решения для включения генераторов малой мощности в систему электроснабжения предприятия и алгоритмы управления электрической нагрузкой предприятия.
Основное содержание работы
отражено в следующих публикациях:
1. Харитонов Д. А. Система тарифов на электроэнергию для промыш ленных предприятий // Девятая Международная научно-техническая конферен ция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика».
Тез. докл. Т. 2. М.: МЭИ, 2003. С. 253.
2. Харитонов Д. А. Оптимизация затрат на электроэнергию с помощью выбора системы тарифов // Десятая Международная научно-техническая кон ференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энер гетика». Тез. докл. Т. 2. М.: МЭИ, 2004. С. 307-308.
3. Харитонов Д.А. Сравнительный анализ электрических генераторов малой мощности, используемых в качестве независимого источника энерго снабжения предприятия // Электрификация металлургических предприятий Си бири. Томск: Изд-во Томск. гос. ун-та, 2005. С. 184-186.
4. Харитонов Д. А. Влияние электрической нагрузки потребителя на тип собственного источника электрической энергии // Двенадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. Т. 2. М.: МЭИ, 2006. С. 374-375.
5. Харитонов Д.А. Влияние электрической нагрузки потребителя на тип собственного источника электрической энергии // Электроэнергия: от получе ния и распределения до эффективности использования: Материалы Всероссий ской научно-технической конференции. Томск: Изд-во ТПУ, 2006. С. 157 158.
6. Матюнина Ю.В., Харитонов Д.А. Использование газопоршневых ус тановок при регулировании нагрузки предприятия // Вестник МЭИ. 2007. № 2. С. 111-113.
7. Харитонов Д.А. Сравнительный анализ надежности систем электро снабжения на базе независимых источников // Тринадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т. 2. М.: МЭИ, 2007. С. 395-396.