Содержание к диссертации
Введение
1. Процессы преобразования энергии на теплогенерирующих предприятиях 9
1.1. Общие вопросы преобразования энергии 9
1.2. Основные показатели работы котельной 2-я Пушкинская 13
1.3. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии 19
1.4. Основное электрооборудование котельной. Режимы работы 25
1.4.1. Схема электроснабжения 25
1.4.2. Основное электрооборудование 29
1.4.3. Режимы работы основного электрооборудования 32
Выводы по главе 35
2. Пути повышения эффективности работы теплогенерирующих предприятий 37
2.1. Анализ режимов работы основного электрооборудования 37
2.1.1. Потенциал энергосбережения в электрических приводах основных механизмов 37
2.1.2. Особенности работы турбогенератора собственных нужд 51
2.1.2.1. Режимы работы турбогенератора ...51
2.1.2.2. Потенциал энергосбережения в турбогенераторе 57
2.2. Анализ электрических и тепловых нагрузок 58
2.2.1. Опытные данные и их первичная обработка 58
2.2.2. Систематизация опытных данных 61
2.2.3. Анализ среднесуточной потребляемой и вырабатываемой активных мощностей 67
2.2.4. Установление тесноты признаков по некоторым показателям вариации 69
2.3. Оценка эффективности работы котельной по энергетическим показателям 73
2.3.1. Методика оценки эффективности работы котельной с паротурбогенератори ой установкой 73
2.3.2. Полученные результаты и их анализ 78
2.3.3. Влияние объема выработки электроэнергии на общий КПД котельной 81
Выводы по главе 84
3. Управление режимами работы турбогенератора собственных нужд 85
3.1. Общие положения 85
3.2. Критерии оценки экономичности работы турбогенератора 86
3.3. Расчетно-математическая модель турбогенератора собственных нужд, работающего параллельно с сетью 88
3.3.1. Принятые допущения и уравнения 88
3.3.2. Аналитические выражения для расчета энергетических показателей...93
3.4. Пример расчета энергетических показателей работы турбогенератора...95
3.5. Расчетно-теоретические исследования энергетических показателей работы турбогенератора при различных режимах работы 101
Выводы по главе 107
4. Рациональные режимы работы основного электрооборудования 108
4.1. Методика обоснования рациональных режимов работы электроприводов турбомеханизмов 108
4.2. Энергетическая эффективность работы электроприводов в экономичном режиме 123
4.3 .Экономичные режимы работы турбогенератора собственных нужд... 125
4.4. Технико-экономическое обоснование применения рациональных режимов основного электрооборудования 129
Общие выводы 133
Список литературы 134
Приложения 141
- Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии
- Потенциал энергосбережения в электрических приводах основных механизмов
- Расчетно-математическая модель турбогенератора собственных нужд, работающего параллельно с сетью
- Энергетическая эффективность работы электроприводов в экономичном режиме
Введение к работе
Актуальность темы. Потребление первичных энергоресурсов постоянно растет, особенно в странах с динамично развивающейся экономикой. При ограничении энергоресурсов актуальными становятся вопросы энергетической безопасности, как конкретного объекта, так и страны в целом. Энергетическая безопасность определяется не только понятием защиты от угроз надежному обеспечению энергией приемлемого качества и достаточного для нормальной жизнедеятельности количества, но и эффективным использованием топливно-энергетических ресурсов.
Суровые климатические условия в России предопределяют теплоснабжение, как наиболее социально значимый, и в тоже время, наиболее энергоемкий сектор экономики: в нем потребляется примерно 46 % энергоресурсов, используемых в стране.
В настоящее время около 72 % всей тепловой энергии производится централизованными источниками (мощностью более 20 Гкал/ч), остальные 28 % - децентрализованными источниками для теплоснабжения малых населенных пунктов.
Источники тепловой энергии по виду технологического процесса разделяются на котельные и теплофикационные установки. КПД районных котельных, которые являются основными объектами теплогенерирующих предприятий (ТГП), составляет около 70 %, тогда как КПД современных ТЭЦ, которые расположены возле крупных потребителей тепловой энергии, может достигать 90 %. Поэтому одним из направлений повышения эффективности работы ТГП является внедрение когенерационных технологий.
Теплогенерирующие предприятия — это крупные потребители электроэнергии, основными электроприемниками которых являются электроприводы насосов, дымососов и вентиляторов. При этом они
относятся к I категории, при которой электроснабжение должно осуществляться от двух независимых взаимно резервируемых источников электроэнергии. При возрастающем дефиците генерирующих мощностей в энергосистеме это условие становится все более трудновыполнимым. Поэтому внедрение когенерационных установок на районных котельных повышает надежность электроснабжения.
В целом эффективность преобразования энергии определяется не только оснащенностью объекта современным оборудованием и технологиями, но и режимами работы энергооборудования. В этой связи вопросы рационального использования электроэнергии и экономичных режимов работы электрооборудования на котельных являются актуальными.
Объект исследования: основное электрооборудование на котельной
2-я Пушкинская с паротурбогенераторной установкой (ПТГ). ^
Предмет исследования: режимы работы основного
электрооборудования на котельной.
Цель и задачи исследования. Целью диссертационной работы является обоснование рациональных режимов работы основного электрооборудования на примере котельной 2-я Пушкинская ЗАО « Лентеплоснаб».
Для достижения поставленной цели в работе необходимо решить следующие задачи:
оценить потенциал энергосбережения в электроприводах основных механизмов и турбогенераторе;
выполнить анализ электрических и тепловых нагрузок, а также режимов работы электрооборудования (электроприводов турбо механизмов и турбогенератора);
— разработать математическую модель турбогенератора,
адаптированную для исследования режимов работы при различных
параметрах сети;
на основе математической модели провести расчетно-теоретическое исследование эффективности работы ПТГ в зависимости от напряжения сети;
обосновать рекомендации по выбору рациональных режимов работы турбогенератора и асинхронных двигателей турбомеханизмов.
Методы исследования. Для решения поставленных в диссертационной работе задач использованы основные законы термодинамики, теория электропривода и математического моделирования электрических машин. Расчетно-теоретические исследования проведены посредством программ, разработанных автором в среде Lab VIEW.
Научная новизна и практическая ценность работы состоит в следующем:
— разработана методика обоснования рациональных режимов работы
электроприводов турбомеханизмов в зависимости от заданных тепловых
нагрузок;
— предложена методика оценки эффективности работы котельной с
ПТГ установкой;
получена зависимость общего КПД котельной от выработки электрической энергии турбогенератором;
предложена методика выбора экономичных режимов работы турбогенератора.
На защиту выносится:
— разработка методики определения рациональных режимов работы
электроприводов турбомеханизмов в зависимости от заданных тепловых
нагрузок;
обоснование методики оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой;
результаты анализа тепловых и электрических нагрузок за 3 года;
— обоснование методики выбора экономичных режимов работы
турбогенератора.
Реализация результатов работы. Результаты исследовательской работы приняты к применению в ЗАО «Лентеплоснаб».
Апробация работы. Основные положения и результаты диссертационной работы докладывались и обсуждались:
на ежегодных научно-теоретических конференциях профессорско-преподавательского состава и аспирантов в Санкт-Петербургском государственном аграрном университете в 2005-2006 гг.;
на комиссиях инженерно-технического состава ЗАО «Лентеплоснаб» 2004 - 2006гг.
Публикации.
Основные положения диссертационной работы изложены в 3 научных публикациях.
Структура и объем работы.
Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии
С целью повышения эффективности работы котельной внедрена паротурбогенераторная установка малой мощности. В 2000-2001гг. проведены проектные и монтажные работы по внедрению нового оборудования. Паротурбогенераторная установка ПТГ-1500 введена в эксплуатацию в сентябре 2001г. На рисунке 1.2 представлена схема комбинированной выработки электрической и тепловой энергии. Проектом предусмотрена выработка электрической энергии на покрытие собственных нужд котельной и отпуск электрической энергии во внешние электрические сети. Основной целью комбинированной выработки электрической и тепловой энергии является снижение себестоимости выработки тепловой энергии за счет снижения затрат на покупку электрической энергии и топлива. Снижение затрат по статье «Электрическая энергия» происходит за счет потребления собственной электроэнергии, производимой по низкой себестоимости. Снижение затрат по статье «Топливо» происходит за счет повышения коэффициента использования топлива. По данным ЗАО «Лентеплоснаб» доля затрат электрической энергии в себестоимости тепловой энергии составляет около 15%, а доля затрат на топливо - 60%. Следовательно, внедрение паротурбогенераторной установки может существенно повлиять на технико-экономические показатели работы котельной. Эффективность комбинированной выработки тепловой и электрической энергии перед их раздельным производством обоснована с помощью известной методики [21,22], обычно применяемой для подобного анализа. Рассмотрим два режима работы теплофикационной установки (рис. 1.3).
В первом случае рассмотрим режим ТЭЦ: весь поток вырабатываемого в паровом котле пара идет через турбину, при этом вырабатывается электрическая и тепловая энергия. Во втором режиме: весь поток свежего пара идет через редукционную установку, при этом вырабатывается только тепловая энергия. Уравнение для определения количества теплоты, подводимой в паровом котле к 1 кг теплофикационного потока, имеет вид: где h0, hm - энтальпия острого пара и питательной воды. В паровой турбине 1 кг теплофикационного потока совершает работу, равную где hnp - энтальпия пара после турбины. Количество теплоты, передаваемое сетевой воде 1 кг теплофикационного потока в 1-м режиме, определяется уравнением; где h „p - энтальпия конденсата греющего пара. Суммарное количество энергии, производимое 1 кг теплофикационного потока за 1 с в 1 режиме, найдено из выражения: При режиме 2 количество энергии, подводимое к сетевой воде, определяется уравнением где hp - энтальпия пара после редукционной установки; hp - энтальпия конденсата после сетевого подогревателя. Суммарное количество энергии, производимое 1 кг теплофикационного потока за 1с во 2-м режиме, найдено из выражения: Так как hnJ hp , следовательно S} »%, т.е. работа, производимая 1 кг теплофикационного потока в 1 режиме больше, чем при 2-м режиме. Согласно 1 закону термодинамики [64] записаны выражения для КПД в обоих режимах Согласно данным таблицы 1.4 и по формулам (1.11)-(1.17) выполнен расчет КПД энергетического объекта при различных режимах работы. Результаты расчета представлены в таблице 1.5. Формула (1.7) представляет собой термический КПД цикла, который определяет эффективность работы теплофикационного потока. Повышение КПД объекта при комбинированной выработке электрической и тепловой энергии происходит за счет производства большего количества работы потоком пара, т.е. более полного использования топлива в технологическом процессе. В приведенном примере 1 кг острого пара с энтальпией 193 ккал/кг в первом режиме совершает работу равную 153 ккал, при этом 40 ккал возвращается в паровой котел, во втором режиме - 100 ккал, а 93 ккал возвращается в котел. Реальный КПД существенно отличается и зависит не только от режима работы мини-ТЭЦ, но и от рациональности использования электрической энергии. Таким образом, теоретически обосновано, что комбинированное производство тепловой и электрической энергии обеспечивает существенное преимущество обоим видам энергии перед их раздельным производством: теплофикационный поток вырабатывает электрическую энергию без потерь теплоты в конденсаторе, а некоторая часть отпускаемой внешнему потребителю тепловой энергии представляет собой теплоту отработавшего в турбине пара. Первоочередная задача работы котельной - это производство тепловой энергии, а электрическая энергия является вторичным продуктом. При этом следует понимать, что если на котельной вырабатывается собственная электроэнергия, то не следует пренебрегать вопросами ее экономии и рационального использования, также как и покупную. Для непрерывной работы котельной по выработке и отпуску тепловой энергии с заданными параметрами система электроснабжения должна обеспечивать электроприемники необходимым количеством электроэнергии заданного качества и по схеме, предусмотренной для нормальных условий длительной работы. На рис. 1.4 представлена схема электроснабжения котельной 2-я Пушкинская с паротурбогенераторной установкой (1111). Электроснабжение котельной осуществляется от двух сторонних независимых вводов: от подстанций 711 и 185, а также от собственного источника - турбогенератора собственных нужд. Питание приходит на секции шин 6кВ, принадлежащих энергоснабжающей организации ЗАО «ЦЭК», в РП 235, далее через секционные разъединители QS1, QS2 напряжение подается на секции шин 6 кВ, принадлежащих ЗАО «Лентеплоснаб», также в РП235. При этом от ПС185 питание после секционного разъединителя QS2 проходит и через секционный выключатель Q3 и далее на секцию 5, к которой подключен турбогенератор. В нормальном режиме секционный выключатель Q3 включен, и турбогенератор работает параллельно с сетью.
Потенциал энергосбережения в электрических приводах основных механизмов
Потенциал энергосбережения определяется как сокращение потребления энергоресурсов по сравнению с современным уровнем за счет полной реализации экономически целесообразных, технически и организационно осуществимых мероприятий без снижения объемов производства [17]. Электропривод включает в себя совокупность взаимосвязанных и взаимодействующих электротехнических, электромеханических и механических элементов и устройств. Максимальный эффект экономии электроэнергии достигается при комплексном снижении потерь во всех его элементах и устройствах.
Основными механизмами на котельной являются насосы, вентиляторы и дымососы, поэтому в работе значительное внимание уделено снижению потерь в соответствующих электроприводах.
Первым шагом исключения нерациональных потерь электроэнергии является правильный выбор оборудования на этапе проектирования и при реконструкции электроустановок [26]. А именно, выбор электродвигателей, номинальная мощность которых должна соответствовать мощности приводимого механизма с учетом технологического процесса, без лишних запасов. В насосах потери могут быть значительно снижены при замене устаревших малопроизводительных агрегатов насосами с высоким КПД. Эффективная работа дутьевых вентиляторов во многом зависит от их правильного выбора, который сводится к подбору машины, обеспечивающей требуемые производительность и напор в режиме близком к номинальному. Излишние запасы по напору и производительности должны быть обоснованны.
Следующим шагом снижения потерь электроэнергии в электроприводах турбомеханизмов является выбор рациональных режимов работы основного электрооборудования. Упорядочение технологического процесса ведет к улучшению энергетического режима, а именно повышению коэффициента мощности cos p и КПД. Асинхронный электродвигатель работает с наилучшими энергетическими показателями при коэффициенте загрузки к3 = 0,75-1,0. Следовательно, в целях работы электрооборудования с наилучшими энергетическими показателями следует определять количество электродвигателей механизмов, работающих параллельно, при условии максимальной их загрузки и обеспечения требуемых параметров технологического процесса.
Однако таким путем не всегда возможно распределять нагрузку между механизмами рационально, поэтому не обойтись без следующего шага энергосбережения -это управление режимами работы электрооборудования. По условиям технологического процесса подача воды насосами или подача воздуха в топку вентиляторами изменяется неравномерно. Объемы подачи воды и воздуха могут изменяться в течение суток и по суткам. На сегодняшний день распространенным еще остается способ регулирования подачи насоса с помощью задвижки, т.е. дроссельное регулирование. Этот способ не экономичен, так как энергия теряется вследствие увеличения местного сопротивления в трубопроводе на задвижке. Наиболее экономичным является регулирование режима работы насоса или вентилятора путем изменения частоты вращения рабочего колеса посредством частотно-регулируемого привода ЧРП. Согласно [27] применение ЧРП на насосах и вентиляторах обеспечивает интегральное снижение потребляемой мощности на 25-40%.
Для решения поставленных задач проведен расчет потенциала энергосбережения в электрических приводах основных механизмов. Расчет выполнен в три этапа. На первом этапе рассчитаны потери мощности при повышенном потреблении реактивной мощности, нерациональные потери в насосах и вентиляторах и потери при регулировании дросселированием. На втором этапе определена мощность оборудования, участвующего в технологическом процессе. На третьем этапе рассчитан потенциал энергосбережения в электрических приводах основных механизмов.
Реактивная мощность асинхронного двигателя при номинальной нагрузке [26] где UH0M - номинальное фазное напряжение электродвигателя, В; 1Н0М номинальный фазный ток, A; sm p = l cosф , costp - номинальный коэффициент мощности.
где Р2нам - номинальная мощность электродвигателя, Вт; ц$в - КПД электродвигателя при номинальной нагрузке. Реактивная мощность холостого хода где I0 - ток холостого хода, А.
Ток холостого хода двигателя определяется опытным путем, либо по Г-образной схеме замещения (рис. 2.1) [28]. где z\ - полное сопротивление статора, Ом; zM = хи - главное индуктивное сопротивление, Ом. Полное сопротивление статора где r}l X] - активное и индуктивное сопротивления обмотки статора, Ом.
Расчетно-математическая модель турбогенератора собственных нужд, работающего параллельно с сетью
Для исследования энергетических характеристик турбогенератора необходимо иметь уравнения электрических цепей и механического движения ротора в дифференциальной форме [51,54,58]. Для фазных обмоток статора уравнения напряжений будут иметь вид: где Та, ь, % - полные потокосцепления с фазными обмотками а,Ь,с\ иф щ, ис и іф 4. h - мгновенные значения напряжений и токов; г -сопротивление фазной обмотки, Уравнение напряжения для обмотки возбуждения где Uf, if- напряжение, приложенное к обмотке возбуждения, и ток в ней; !fy rf- полное потокосцепление и сопротивление обмотки. Уравнение движения ротора машины где Mi - момент механической силы на валу; Мзм - электромагнитный момент; У-момент инерции ротора; Я - угловая скорость вращения ротора. При составлении математической модели приняты общие для подобных расчетов генератора допущения [54]: - магнитные потери в роторе равны нулю; - магнитная цепь машины ненасыщенна, следовательно, можно считать, что магнитная проницаемость постоянна; - при определении коэффициентов само- и взаимоиндукции считается синусоидальным пространственное распределение индукции в рабочей зоне. Данные допущения позволяют использовать теорию двух реакций [54], согласно которой рассматривается не реальный магнитный поток в зазоре, а его составляющие по продольной и поперечной осям машины. При определении потокосцепления с какой-либо обмоткой машины применяют принцип наложения. Уравнения потокосцеплений с фазными обмотками: где La,Lb,Lc- индуктивности фазных обмоток; МаЬ,ЫасМьс взаимные индуктивности между фазными обмотками. Уравнение потокосцепления с обмоткой возбуждения: где Lf- индуктивность обмотки возбуждения; Ма/ М,М - взаимные индуктивности между обмоткой возбуждения и фазными обмотками. Все индуктивности, входящие в (3.6), (3.7), не являются постоянными величинами, а зависят от положения ротора по отношению к осям фазных обмоток статора (рис.3.2) и являются периодическими функциями угла у, где Обычно принимают во внимание лишь основную гармонику поля для трехфазной машины [53].
Дифференциальные уравнения (3.6), (3.7) даже при постоянной (синхронной) частоте вращения вала являются уравнениями с переменными коэффициентами и неудобны для решения. Необходима такая система координат, для которой проекции векторов /, U, !Рпри их движении оставались бы неизменными, следовательно, координатная система должна следить за перемещением вектора. Дня синхронных машин, у которых в установившемся режиме скорость ротора и поля равны со = coh эти новые координаты удобно совместить с осями симметрии ротора: продольной - d, и поперечной - q. Линейные преобразования уравнений в существующих координатах в уравнения в координатах d-q приведены во многих работах [54,58], поэтому в настоящей работе не приводятся. Запишем выражения для фазных токов, связывающие переменные различных систем координат: где І& iq - мгновенные значения продольного и поперечного токов якоря; Ід -нулевая составляющая тока, В формулах (3.6), (3.7) токи im ц, /с заменены их аналогами І& iq, І0, затем определены потокосцепления Ч?& q, WQ, В виде: где 10, h, Щ - составляющие индуктивностей и взаимоиндуктивностей обмоток машины. Уравнения напряжения имеют вид: Расчет проведен при заданных значениях активной мощности Р, cos р и при известных параметрах синхронной машины. В таблице 3.1 приведены реактивные и активные сопротивления турбогенератора. При проведении вычислений использованы параметры и переменные в относительных единицах. Переход к относительным (безразмерным) величинам требует определения всей совокупности базисных значений [61], в качестве которых приняты следующие
Энергетическая эффективность работы электроприводов в экономичном режиме
Методика обоснования рациональных режимов работы турбогенератора собственных нужд основана на согласовании выработки электрической энергии с ее рациональным потреблением на котельной при максимальной эффективности работы теплогенерирующего объекта в целом. Известно, что экономичный режим работы турбогенератора достигается при его нагрузке близкой к номинальной. Основными ограничивающими факторами повышения загрузки турбогенератора собственных нужд являются: - общее потребление электроэнергии не должно возрастать; - надежность электроснабжения котельной не должна снижаться. Рациональное потребление электроэнергии электроприводами механизмов рассмотрено выше, таким образом, задается электрическая нагрузка по секциям и котельной в целом. Надежность электроснабжения котельной определяется не только количеством источников электроэнергии, но и надежностью отдельных элементов системы. В частности надежность турбогенератора, как элемента системы, определяется устойчивостью его работы при отключениях сети. В пункте 2.1.2 установлено, что турбогенератор останется в работе при пропадании напряжения сети и выделится на автономную нагрузку котельной при следующем условии: потоки активной энергии между сетью и ТГ, а также сетью и нагрузкой котельной будут стремиться к нулю На рисунке 4.7 приведена структурная схема распределения потоков электроэнергии между секциями. Для примера приняты результаты расчета, полученные в пункте 4.1. Электрическая нагрузка котельной может распределяться произвольно, например, как представлено в таблице 4.6. За базовый вариант принимается существующая схема распределения электроэнергии, а именно, турбогенератор вырабатывает электроэнергию для секций 2 и 4. При этом суммарная нагрузка генератора определяется где Рсет вв - среднечасовое потребление мощности сетевым насосом 5 (6) с высоковольтным электродвигателем.
Далее определяется нагрузка для других вариантов, результаты расчетов сведены в таблицу 4.7. Разница между номинальной мощностью турбогенератора и суммарной нагрузкой секций для каждого варианта В межотопительный сезон при расчете суммарной нагрузки котельной исключается мощность сетевого насоса Рсет т. Выбор наиболее экономичного режима работы турбогенератора по таблице 4.7 проведен по следующим критериям; Первый критерий учитывает, что нагрузка по рассматриваемому варианту не превысит значение номинальной мощности турбогенератора, по второму критерию выбирают наиболее экономичный вариант. В примере выбран вариант IV, так как он удовлетворяет всем условиям. При расчете КПД турбогенератора для различных вариантов можно узнать, на сколько повышается эффективность работы машины. После проведения переключений в схеме проверяют значение вырабатываемой турбогенератором активной мощности, которую следует поддерживать равной мощности нагрузки котельной, тем самым, снижая потоки электроэнергии между сетью и генератором, а также между сетью и нагрузкой котельной. В реальных условиях нет необходимости рассчитывать мощность для каждого привода, затем суммировать их по каждой секции, так как есть возможность проведения замеров мощности по участкам. Алгоритм применения данной методики следующий: - оценка (по приборам) нагрузки турбогенератора при существующей схеме подключения; - оценка нагрузки по секциям, которые запитаны от сети; - сравнение вариантов по настоящей методике; - переключения в схеме в соответствии с выбранным вариантом; - проверка равенства вырабатываемой мощности турбогенератора и требуемой нагрузки.
