Содержание к диссертации
Введение
1. Работа газовых энергетических установок в качестве собственных источников энергии на промышленных предприятиях .
1.1 Актуальность и целесообразность применения газовых энергетических установок на промышленных предприятиях 10
1.2 Комбинированная выработка энергии на промышленных предприятиях с помощью ГТУ-ТЭС 17
1.3 Экономия топлива теплофикационной ГТУ-ТЭС 27
1.4 Надстройка водогрейных котельных газотурбинными установками-... 28
1.5 Технико - экономическая эффективность промышленной ГТУ - ТЭС малой мощности на базе реконструируемой водогрейной котельной 34
1.6 Технико - экономическое обоснование внедрения ГТУ - ТЭС в системы промышленного электроснабжения.(СПЭ) 37
2. Разработка условий согласования мощности ГТУ-ТЭС с СПЭ и координации токов короткого замыкания .
2.1 Проблемы, возникающие при подключении ГТУ - ТЭС к СПЭ 41
2.2 Определение предельной мощности собственной ГТУ - ТЭС 48
2.3 Исследование режимов коротких замыканий при работе ГТУ - ТЭС в 58 СПЭ
2.4 Реагирование в сетях промышленного электроснабжения с собственными источниками питания 68
2.5 Гашение магнитного поля генератора ГТУ - ТЭ С при КЗ в СПЭ 73
2.6 Технико-экономическое обоснование реактирования кабельных линий в сетях с ГТУ - ТЭС 78
3. Исследование особенностей действия релейной защиты систем промышленного электроснабжения в условиях подключения ГТУ-ТЭС .
3.1 Постановка задачи 93
3.2 Согласование действия релейной защиты и оценка термической стойкости кабельных линий при КЗ в СПЭ с ГТУ-ТЭС 94
3.3 Согласование действия релейной защиты и оценка термической стойкости кабельных линий при КЗ за трансформатором в СПЭ с ГТУ -ТЭС 98
3.4 Защита от несинхронных включений генератора на параллельную работу с системой 112
4. Методика определения оптимальных технических характеристик утилизационных газотурбинных установок (УГТУ) на предприятиях авиационного моторостроения .
4.1 Методика проведения и длительность испытаний авиационных газотурбинных двигателей 119
4.2 Принципиальная схема и конструктивное исполнение УГТУ 126
4.3 Выбор мощности генераторов утилизационной установки по циклограмме испытаний двигателей 130
4.4 Оценка экономической эффективности инвестиционных проектов 135
Заключение 148
Литература. 149
- Комбинированная выработка энергии на промышленных предприятиях с помощью ГТУ-ТЭС
- Реагирование в сетях промышленного электроснабжения с собственными источниками питания
- Согласование действия релейной защиты и оценка термической стойкости кабельных линий при КЗ в СПЭ с ГТУ-ТЭС
- Выбор мощности генераторов утилизационной установки по циклограмме испытаний двигателей
Комбинированная выработка энергии на промышленных предприятиях с помощью ГТУ-ТЭС
Практика последних лет показывает, что в России себестоимость электроэнергии собственной заводской ТЭС в 2 раза ниже, чем получаемой от энергосистемы, а тепло в 2-3 раза дешевле. Известно, что тарифы АО-энерго на электроэнергию для потребителей (в европейской части России) в 2-2,5 раза выше, чем ее стоимость на Федеральном оптовом рынке электроэнергии и мощности (ФОРЭМ).
На новой малой ТЭС коэффициент использования топлива достигает 90% при полном использовании тепла в производстве и для отопления. Выработка энергии -на месте выгодна потому, что электрический КПД новых энергоустановок малой мощности также превышает средний уровень по энергосистемам [85].
При рассмотрении проектов сооружения малых ТЭС специалисты ориентируются на показатели, достигнутые в большой энергетике. В последние 10 лет за рубежом кроме привычных паротурбинных или газотурбинных энергоблоков построены крупные дизельные и газомоторные ТЭС мощностью 100-200 МВт, электрический КПД которых достигает 47%, что превышает показатели газотурбинных (36-37%) и паротурбинных энергоблоков, однако уступает КПД парогазовых установок (51-56%). Но электростанция с ПТУ по сравнению тазопоршневой или дизельной станцией включает а себя -большую номенклатуру оборудования: газовую турбину, паровой котел-утждизатор, паровую турбину, конденсатор, систему водоподготовки (а также дожимной компрессор, если сжигается природный газ). Перечень основного оборудования газопоршневых электростанций меньше. Не требуются на них и дожимные компрессоры. Дизель-генераторы могут работать на тяжелом топливе, которое в 2 раза дешевле газотурбинного. По оценке фирмы "S. Е. М. Т. PIELSTICK", полные затраты в течение 15 лет на эксплуатацию дизельного энергоблока мощностью 20 МВт в 2 раза меньше, чем для газотурбинной ТЭС той же мощности при использовании жидкого топлива тэбеими энергоустановками.
В малой -энергетике - нецелесообразно рассматривать возможности применения -сложных комбинированных циклов ПГУ для производства электроэнергии, .а тазовые турбины .как .приводы электрогенераторов существенно проигрывают газовым двигателям по КПД и эксплуатационным характеристикам при малых мощностях. В широком диапазоне мощностей (от сотен киловатт до десятков мегаватт) КПД моторного привода на 13-17% выше, чем газотурбинного [85]; при снижении нагрузки со 100 до 50% КПД (и мощность) электрогенератора с приводом от газового двигателя меняется слабо, КПД газового двигателя практически не изменяется до температуры воздуха 25 С. Мощность газовой турбины равномерно падает при изменении температуры воздуха от -30 до 30 С, при температурах выше 40 С уменьшение мощности газовой турбины (от номинальной при 15С) составляет 20%.
Ресурс дизелей и газомоторных агрегатов до капитального ремонта {10-15 лет, или 100 тыс. ч) в 1,5-2 раза превышает яолный ресурс {до описания) газотурбинных,агрегатов (50-75 тыс, ч). -Время запуска газового -двигателя с 0 до 100% нагрузки составляет менее 1 мин., а при экстренном включении - 20-30 с. Для запуска газовой турбины требуется около 10 мин. Давление подачи газа для газовой турбины должно быть 16-20 кгс/см2 и выше. Абсолютное давление газа в сети для газового двигателя составляет 4 кгс/см2. Капитальные затраты на ТЭС мощностью около 1 МВт составляют: для газотурбинной 17 1400, для г-азодаршневш - 900 доля/кВт-. Стоимость ТЭС є российским оборудованием может быть в L5 раза меньше.
С 1995 г. на предприятиях газовой промышленности действует программа развития электростанций ОАО "Газпром". За последние 2-3 года введено около 750 МВт электрогенераторных мощностей. Реализуются серийные поставки дизельных энергоблоков мощностью от 100 кВт и газотурбинных энергоблоков мощностью 2,5, 4 и 6 МВт. В России выпускаются газопоршневые энергоблоки мощностью 1-1,5 МВт. Дизельные агрегаты мощностью 2-800 кВт переоснащаются для работы на газе в ООО "Эконефтегаз". Агрегаты снабжаются котлами утилизаторами тепла дымовых газов и комплектуются мини-ТЭС.
Расчеты показывают, что затраты на строительство малой ТЭС на газе можно значительно уменьшить, тогда срок окупаемости снизится до 2-2,5 лет.
В условиях рыночной экономики и возрастающих требований к улучшению экологической ситуации для энергетики чрезвычайно важно правильное сочетание производства тепловой и электрической энергии при оптимальной эффективности использования топлива.
Эффективность ГТУ - ТЭС повышается при наличии промышленного потребителя теплоты (в виде пара или горячей воды), поскольку в этом случае проще и экономичнее решаются вопросы регулирования отпуска теплоты. Снижаются также потери при транспорте теплоносителя, используемого для теплофикации.
Основными потребителями теплоты на предприятиях являются устройства отопления (искусственный обогрев помещений), вентиляции, горячего водоснабжения и кондіщионирования воздуха, тепловые технологические аппараты и устройства (лодогреватели для газообразных и твердых веществ, выварные ш ре агифшсационные -аппараты, сушилки и т. д.), силовые технологические агрегаты (привода паровых машин, паровые молоты, прессы, ковочные и компрессионные машины и др.)[9].
Потребители теплоты определяют параметры и вид теплоносителя, режимы теплового потребления. Вид теплоносителя и его параметры обусловливают устройство тепловой сети. Эти обстоятельства в совокупности с концентрацией теплопотребления определяют устройство источников теплоснабжения. Наиболее прогрессивным является в настоящее время централизованное теплоснабжение с использованием теплоты отработавшего пара теїшофїжационнмх леїстростаїїций на базе комбинированного производства электрической энергии и теплоты.
Реагирование в сетях промышленного электроснабжения с собственными источниками питания
На рис. 2.2 и 2.3 показаны схемы с промежуточными распределительными устройствами, которые являются наиболее типичными для сетей промышленных предприятий и имеют свои преимущества и недостатки. Так, в схеме на рис. 2.2 (на первый взгляд, наиболее простой) возникают сложности в случаях ограничения токов КЗ, обеспечения селективности действия релейных защит, обеспечения динамической устойчивости генераторов при КЗ в распределительной сети 6(10) кВ. В этом отношении схема на рис. 2.3 более предпочтительна, однако при ее применении требуется некоторая реконструкция ГПП 110(220)/6(10) кВ и сложнее реализовать автономный режим работы генераторов на выделенную нагрузку. При окончательном выборе схемы необходимо учитывать, какие из требований являются главными в каждом конкретном случае.
Выбор режима работы генераторов ГТУ - ТЭС. Во всех случаях при наличии питания от энергосистемы возможны два режима работы генераторов малых ТЭС: параллельный с энергосистемой и автономный - на специально выделенную нагрузку. Каждый из этих режимов имеет свои достоинства и недостатки.
При параллельном режиме работы значительно легче решаются вопросы обеспечения качества электроэнергии. В первую очередь это относится к таким показателям, как частота, уровни и колебания напряжения, симметрия напряжения и токов по фазам статора генератора. В автономном же режиме поддержание требуемых параметров качества электроэнергии часто весьма затруднено. Таким образом, с точки зрения возможности обеспечения требуемого качества электроэнергии параллельный режим работы является предпочтительным. Кроме того, в данном режиме возможна продажа избыточной электроэнергии другим потребителям, если это экономически выгодно.
Вместе с тем параллельный с энергосистемой режим работы генераторов характеризуется большими токами КЗ на шинах РУ 6(10) кВ, что требует дорогостоящей реконструкции сети 6(10) кВ. Существенную роль при решении этого вопроса играют и технические условия энергосистемы, касающиеся, как правило, параллельного режима работы (в частности, требуется реконструкция релейных защит). Для их реализации также необходимы дополнительные капитальные затраты. С этой точки зрения более целесообразной может оказаться работа генераторов ГТУ - ТЭС на выделенную нагрузку в автономном режиме. Однако, в настоящее время нет правовых документов, допускающих работу собственных ТЭС независимо от энергосистемы. На практике довольно часто приходится предусматривать возможность работы в обоих режимах.
Обеспечение качества электроэнергии. Как было указано выше, обеспечение требуемого ГОСТ 13109-97 качества электроэнергии в автономном режиме работы часто становится трудно выполнимым или вовсе невыполнимым условием по следующим причинам: для обеспечения равномерности загрузки параллельно работающих генераторов необходимо иметь определенный коэффициент статизма регуляторнои характеристики, что дополнительно увеличивает диапазон изменения частоты в сети; регуляторы напряжения (регуляторы возбуждения) генераторов при резких изменениях нагрузки не всегда обеспечивают максимально допустимые ГОСТ 13109-97 размахи изменения напряжения (дозу колебаний напряжения) для осветительных установок; категория потребителей по степени бесперебойности электроснабжения не всегда допускает работу ГТУ-ТЭС изолировано от энергосистемы. С учетом вышеизложенного вполне правомерен вопрос о том, всегда ли необходимо выполнять требования ГОСТ к качеству электроэнергии в автономно работающей системе. В самом деле, формально требования ГОСТ 13109-97 к автономно работающим системам не относятся. Но вместе с тем отступление от них означает принятие на себя ответственности за то, что все электроприемники будут работать в новых условиях надежно и с необходимой степенью точности. Очевидно, что на это можно пойти лишь после тщательного анализа работы потребителей, а при необходимости и после дополнительных согласований с заводами - изготовителями соответствующего электрооборудования. Выбор источников оперативного тока, релейной защиты и автоматики. При решении этой проблемы необходимо учитывать следующее: необходима проверка и доработка типовых максимально - токовых защит, устанавливаемых в ячейках КРУ на чувствительность и селективность; из-за неприемлемости по ряду причин типовых защит, используемых в сетях НО кВ, а также типовых защит от подпитки КЗ синхронными двигателями следует для отключения подпитки КЗ со стороны генераторов ГТУ - ТЭС применять специальные нетиповые защиты. В ряде случаев в определенных точках сети 6(10) кВ целесообразно предусмотреть делительную автоматику с тем, чтобы сохранить в работе генераторы вместе с наиболее ответственной нагрузкой при авариях в сети МО кВ. Согласно существующим нормам технологического проектирования на электрических станциях на каждый энергоблок устанавливаются аккумуляторные батареи в качестве источников постоянного оперативного тока. Однако эти нормы ориентированы на энергоблоки большой мощности (сотни мегаватт). Для станций относительно малой мощности нет необходимости соблюдать эти требования и достаточно содержать одну аккумуляторную батарею на все генераторные блоки собственной станции. Практика опытной эксплуатации собственных электростанций показала необходимость решения вопросов синхронизации генераторов как с сетью, так и между собой при работе их на холостом ходу. Оптимизация режимов работы энергетической установки. Расчеты показывают, что конкурентоспособность малой электростанции по сравнению с энергосистемой обеспечивается лишь при загрузке ее агрегатов (как по электрической, так и по тепловой мощности), близкой к номинальной [См. гл. 1]. В условиях постоянных суточных и сезонных изменений электрической и тепловой нагрузок (практически не зависимых одна от другой) задача поддержания оптимального режима загрузки агрегатов является весьма непростой. Ее решению способствует наличие замкнутой системы выработки-потребления энергии, возможность скоординированного регулирования не только количества, но и соотношения электрической и тепловой энергии как в системе выработки, так и в системе потребления. Указанные задачи наилучшим образом решаются при наличии АСУ ТП "Энерго". Использование в системе электроснабжения предприятия электростанции малой мощности связано с рядом серьезных технических проблем, для решения которых к проектированию должны привлекаться специализированные организации и специалисты соответствующей квалификации.
Согласование действия релейной защиты и оценка термической стойкости кабельных линий при КЗ в СПЭ с ГТУ-ТЭС
Значения приведенные в табл. 2.2 позволяют сделать вывод о том, что при установке реакторов РТОС - 10 - 4000 - 0,11УЗ в цепь генератора мощностью 30 МВт может потребоваться замена коммутационных аппаратов с отключающей способностью 20 кА и динамической стойкостью 52 кА на аппараты с более высокими указанными номинальными данными. Установка же реактора РТОС - 10 - 4000 - 0Д8УЗ снижает токи КЗ до необходимого уровня, не требующего замены установленного в СПЭ оборудования.
Использование генераторов большей мощности, например, 60 МВт (следующий стандартный номинал мощности отечественных генераторов) повлечет за собой еще большее увеличение токов КЗ и вызовет дополнительные трудности в ограничении токов КЗ. При установке токоограничивающего реактора в цепь генератора ТЭС 60 МВт (номинальный ток 4,2 кАД необходимо соблюдать условие равенства номинальных токов генератора и реактора 1НГ 1НР. Это означает, что при установке реакторов
РТОС - 10 - 4000 - 0Д1УЗ и РТОС - 10 - 4000 - 0Д8УЗ в цепь генератора ТЭС предельная загрузка генераторов в нормальном режиме не должна превышать соответственно 78% и 90%.
На практике, как правило, генераторы электростанций работают с неполной загрузкой. В этом случае уровень токов КЗ может быть снижен на величину соответствующую коэффициенту загрузки генератора, так как ЭДС генератора определяется его нагрузочным током в момент КЗ.
Однако в этом случае будет иметь место нерациональное использование генераторного оборудования, что доказывает нецелесообразность применения крупных генераторов на собственной ТЭС.
Еще одной особенностью, определяющей предельную мощность собственной ТЭС, является передача выработанной на ТЭС электрической энергии. При определении местоположения ТЭС на территории предприятия приходиться считаться с технологическим процессом предприятия, наличием свободных площадей на его территории, которых, как правило, не хватает. Поэтому наиболее вероятной является установка ТЭС за территорией предприятия в непосредственной близости к нему. Удаленность ТЭС от предприятия требует выработки решений по передаче тепловой и электрической энергии до потребителя с минимальными потерями и затратами. Мощность генератора ТЭС определяется в основном мощностью собственной нагрузки предприятия. Однако следует предусматривать режимы, при которых возможна выдача электроэнергии в систему через трансформаторы ГПП. На большинстве действующих предприятий на ГПП применяются трансформаторы мощностью до 40 МВА реже 63 МВА с расщепленной обмоткой. Каждая часть расщепленной обмотки трансформатора 40 МВА способна пропустить не более 20 МВА. Мощность генератора необходимая для покрытия собственной нагрузки предприятия без выдачи электроэнергии в энергосистему, если считать, что к каждой обмотке низшего напряжения (НН) трансформаторов ГПП подключен генератор ТЭС, составляет 12 МВт (15 МВА). Применение генераторов большей мощности, например 20 МВт (25 МВА) и выше, обусловит изменение потоков мощности и определит выдачу электроэнергии в сеть энергосистемы или на смежную обмотку НН. При этом выдаваемая в энергосистему мощность определится как: где 5Вщ- выдаваемая в энергосистему мощность; Sr- мощность генератора, подключенного к данной секции шин; Sn0TP- мощность потребителей данной секции шин; 8РЛСЩ.ОБМ " мощность расщепленной обмотки НН трансформатора ГПП.
Необходимо также учитывать тот факт, что трансформаторы ГПП работают с загрузкой не превышающей значения 70% в нормальном режиме. Т. е. фактическая мощность обмоток НН трансформатора мощностью 40 МВА составляет около 14 МВА и для трансформаторов мощностью 63 МВА - 22 МВА. Применение трансформаторов мощностью 80 МВА не типично для большинства предприятий и встречается крайне редко только на энергоемких предприятиях большой мощности. Кроме того предприятия стремятся к разокрупнению ГПП с целью повышения надежности работы предприятия. Следовательно, наибольшая мощность генератора ТЭС ограничивается мощностью расщепленной обмотки трансформатора ГПП. Например, подключение к шинам РУ ГПП мощностью 40 МВА генератора мощностью 60 МВт возможно, если генератор будет загружен лишь на 26% своей номинальной мощности, что подтверждает нецелесообразность применения на предприятиях крупных собственных ТЭС.
Режимы работы трансформаторов (обмоток НН) явления случайные и полностью определяются технологическим процессом предприятия. Необходимо предусматривать все возможные варианты загрузки обмоток НН трансформаторов и прогнозировать последствия режимов, связанных с изменением величин и направлений потоков мощностей в каждой из обмоток трансформаторов. В частности, несимметричная загрузка обмоток трансформаторов ГПП может повлечь за собой изменение уровня напряжения на обмотках НН в зависимости от распределения потоков мощности в каждой из обмоток (рис. 2.5).
Выбор мощности генераторов утилизационной установки по циклограмме испытаний двигателей
Вероятность внезапного отключения связи генератора с энергосистемой зависит от числа линий, их протяженности и удельной повреждаемости. При низких запасах динамической устойчивости даже успешные автоматические повторные включения (АПВ) не позволяют сохранить параллельную работу, так как за время их действия устойчивость газотурбогенераторов успевает нарушиться, а ресинхронизация при "слабых" связях маловероятна. Поэтому при "слабых" связях и наличии только трехфазного АПВ (без однофазного) к отделению генератора может приводить каждое КЗ [21 ].
Таким образом, весьма актуальной остается проблема повышения безопасности работы ГТУ - ТЭС при возникновении КЗ, решить которого предлагается при помощи гашения магнитного поля генератора ГТУ в момент аварии в сети.
При повреждениях внутри электрической машины или на участке от ее выводов до ближайшего отключающего аппарата средством прекращения тока в этой машине является ее развозбуждение или, иными словами, гашение ее магнитного поля. Обмотка возбуждения крупной синхронной машины обладает большим запасом электромагнитной энергии, и быстрое поглощение последней представляет сложную задачу.
Обычный полный разрыв цепи возбуждения опасен, так как вследствие большой индуктивности обмотки возбуждения на ее выводах возникает перенапряжение, способное вызвать пробой изоляции данной обмотки. Поэтому гашение поля осуществляют путем переключения обмотки возбуждения на так называемое разрядное сопротивление или на встречно направленную ЭДС, при помощи автомата гашения поля (АГП). Устройство гашения поля должно удовлетворять следующим основным требованиям: 1) время гашения поля іГАШ должно быть возможно меньшим; 2) напряжение на выводах обмотки возбуждения при гашении поля не должно превышать того напряжения, которое является допустимым для изоляции этой обмотки. Под временем гашения поля понимают время с начала гашения поля до момента, когда э. д. с. статора спадает до величины, при которой происходит естественное погасание дуги переменного тока. Эта величина составляет примерно 350 В [39]. Принимая в среднем наводимую за счет остаточного магнетизма ротора э. д. с. равной 200 В, можно считать, что гашение поля практически закончено, когда наводимая током ротора э. д. с. спадет приблизительно до 350 - 200=150 В. Для обеспечения известной надежности величину допустимого напряжения принимают: где иИсп —испытательное напряжение для данного класса изоляции обмотки возбуждения; оно находится в пределах 1500—5000 В [39]. В настоящее время существует много различных способов гашения поля. Однако наибольшее распространение в нашей практике получили лишь два из них. Первый способ - гашение на сопротивление. При этом время гашения поля генератора определяют как: Если статор замкнут через реактивность хВІІ то в предыдущем выражении вместо 7у0 нужно Ту - постоянная времени обмотки возбуждения при замкнутом статоре; xud-продольная реактивность реакции якоря. В этом случае процесс гашения протекает быстрее. Однако существенным недостатком рассматриваемого способа гашения поля является быстрое снижение скорости затухания тока в цепи возбуждения, что удлиняет процесс гашения. Второй способ состоит в разряде обмотки возбуждения на дугогасящеи решетке. Известно, что падение напряжения на короткой электрической дуге между металлическими электродами сохраняется практически постоянным при изменении тока в широких пределах, т. е. сопротивление такой дуги отвечает требованиям к разрядному сопротивлению для осуществления оптимальных условий гашения. Поскольку падение напряжения на короткой дуге составляет всего лишь около 30 В, для гашения поля при более высоких напряжениях было предложено применять последовательное соединение ряда коротких дуг, что выполнено в дугогасящеи решетке (ДГР). Дугогасящая решетка может быть включена параллельно обмотке возбуждения или последовательно с ней.
Из приведенных способов включения дугогасящеи решетки предпочтительным является второй. Его преимуществом является относительная простота выполнения (меньше контактов), большая надежность, отсутствие дополнительного сопротивления, изменение сопротивления ДГР с изменением величины тока, а следовательно и изменение напряжения на ДГР. Помимо того, если при параллельном включении решетки напряжение на обмотке возбуждения практически равно напряжению на решетке при горении в ней дуги, то при последовательном включении это напряжение меньше напряжения на решетке на величину напряжения возбудителя. Поэтому в дальнейшем рассматривается только последовательное включение дугогасящеи решетки.
Похожие диссертации на Особенности выбора и условий работы тепловых электростанций на базе газотурбинных энергетических установок совместно с системами промышленного электроснабжения
