Содержание к диссертации
Введение
1. Использование когенерационного парка оборудования для решения проблем электроснабжения промышленных предприятий 10
1.1 Анализ перспектив развития крупной энергетики в России 10
1.2 Обоснование использования когенерационных систем малой мощности в качестве источников тепловой и электрической энергии на предприятиях 15
1.3 Анализ параллельного и автономного режима работы источника электроэнергии малой мощности и энергосистемы 19
1.4 Цели и задачи исследования 29
2. Особенности когенерационных установок и критерии целесообразности их использования 32
2.1 Особенности работы газопоршневых установок. Конструкция и технические ограничения 32
2.2 Особенности работы газотурбинных установок. Конструкция и технические ограничения 39
2.3 Особенности работы парогазовых установок. Конструкция и технические ограничения 42
2.4 Сравнительный анализ преимуществ и недостатков разных типов установок 51
2.5 Выводы по главе 60
3. Определение числа и мощности газопоршневых установок. влияние режима работы гпу на параметры источника электроэнергии предприятия 61
3.1 Анализ характеристик и определение типовых мощностей ГПУ...61
3.2 Анализ влияния эксплуатационных характеристик на коэффициент готовности установок различной мощности 66
3.3 Определение состава мини-ТЭЦ при её работе в качестве основного и вспомогательного источника питания 72
3.4 Оценка использования ГПУ в режиме «срезания пика» и в режиме постоянной загрузки по экономическим и надежностным характеристикам 88
3.5 Выводы по главе 103
4. Использование ГПУ на предприятии перерабатывающей промышленности, организация работы с сетью, схемные решения 104
4.1. Описание предприятия. Существующая схема электроснабжения. Графики нагрузки и состав потребителей 104
4.2. Оценка надежности внешней системы электроснабжения существующей схемы 105
4.3. Экономическое обоснование использования вариантов схемного включения ГПУ в электрическую сеть предприятия 111
4.4. Сравнение надежности источников питания с учетом ГПУ 121
4.5. Разработка алгоритмов работы собственного источника электроэнергии в зависимости от назначения ГПУ 125
4.6. Выводы по главе 134
Результаты и выводы 136
Литература 138
Приложения
- Анализ перспектив развития крупной энергетики в России
- Анализ параллельного и автономного режима работы источника электроэнергии малой мощности и энергосистемы
- Анализ влияния эксплуатационных характеристик на коэффициент готовности установок различной мощности
- Описание предприятия. Существующая схема электроснабжения. Графики нагрузки и состав потребителей
Введение к работе
Актуальность темы. В настоящее время производственный потенциал энергетики России составляет более 700 электростанций общей мощностью свыше 215 млн. кВт. Из них почти 70 %—тепловые электростанции, примерно 20 %—гидроэлектростанции и 10 %— атомные. Протяженность линий электропередач всех классов более 2,5 млн. км. Свыше 90 % этого потенциала сосредоточено в Единой энергетической системе (ЕЭС).
Столь огромный энергокомплекс требует, с одной стороны, больших средств для поддержания его в состоянии высокой работоспособности, а, с другой, — нуждается в хорошей организации потребления энергии, обеспечивающей возможность работы крупных электростанций с высоким КПД [94].
К 2005 году 80 млн. кВт мощностей электростанций России выработали свой ресурс, т.е. треть мощностей электростанций требует замены. Износ линий электропередач ныне превышает в системе ЕЭС 25 %, подстанций—45 %. Все это свидетельствует о нарастающей угрозе аварийных перебоев в электроснабжении [87].
Вместе с тем образовалась существенная недогрузка электроагрегатов в ночное время и перегрузка в дневные часы. Отсюда повышенный расход топлива из-за работы в неэкономичных режимах и удорожание стоимости вырабатываемой электроэнергии.
Рыночная экономика предполагает возможность потребителю сделать свой выбор источника энергоснабжения, исходя из стоимости, качества и бесперебойности последнего. При стремлении сохранить определяющее значение ЕЭС ситуация вынуждает к созданию автономных электростанций с передачей избытка энергии в сеть ЕЭС.
Таким образом, наряду с большой энергетикой в современных условиях весьма значительной становится и роль объектов малой энергетики, а именно создание автономных дизель- и двигатель-генераторов с диапазоном мощностей 200...3000 кВт и выше.
Создание широкого мощностного ряда автономных энергоисточников с комбинированным производством электрической и тепловой энергии с комплексной глубокой утилизацией отведенной теплоты обеспечит определенный энергетический резерв в централизованной системе и надежность в настоящее время, а в дальнейшем—при развитии малой энергетики на их основе — она будет не только альтернативой централизованной системе, но и основой для быстрого построения, создания и внедрения автономного (местного, локального) децентрализованного тепло- и электроснабжения во вновь осваиваемых районах, а также в уже освоенных, но не имеющих централизованной системы [74].
Решение о создании такого источника несет в себе ряд проблем, связанных не только с электрическим оборудованием, но и организацией газоснабжения, утилизацией тепла от когенерационных установок.
Поэтому, исходя из особенностей существующих в настоящее время технологий производства электроэнергии и тепла, необходимо обоснованно выбирать ту, которая наиболее оптимальна по экономическим и техническим показателям для конкретного предприятия. Для этого необходимо произвести анализ оборудования, представленного на рынке и выявить его технологические особенности. Для создания собственного независимого от сети энергоисточника необходимо четкое представление о надежности как отдельного агрегата, так и системы, состоящей из подобных установок.
Важным вопросом остается параллельный с сетью режим работы генераторов малой мощности. Зачастую энергосистема выдает ТУ на подключение в параллель малых генераторов, согласно которых необходимо реконструировать целый узел, к которому подключается мини-ТЭЦ. Поэтому актуален выбор способа совместной работы с электросетевыми компаниями. От выбранного способа включения малых генераторов будет зависеть не только экономический эффект от наличия более дешевого источника электроэнергии, но и надежность электроснабжения предприятия.
Очерченный круг проблем обозначает особую актуальность вопроса создания источника электроэнергии малой мощности, работающего либо в параллель с сетью, либо полностью автономного и оценки надежности системы электроснабжения при наличии в ней генераторов малой мощности с приводом от газопоршневых и газотурбинных двигателей.
Диссертационная работа посвящена анализу технической и экономической оценки использования газотурбинных и газопоршневых генераторов, применяемых в качестве основного и вспомогательного источника электрической и тепловой энергии на предприятии, а также анализу влияния различных факторов на надежность системы электроснабжения при наличии в ней генераторов малой мощности.
Целью работы является разработка комплексной методики оценки экономически целесообразного применения когенераторов в качестве основного или вспомогательного источника энергии на предприятиях при обеспечении необходимого уровня надежности электроснабжения.
В соответствии с целью решен ряд поставленных задач:
1. Обоснована возможность и целесообразность применения децентрализованных источников малой мощности на предприятиях.
2. Исследованы особенности когенерационного оборудования с выявлением преимуществ и недостатков различных приводных двигателей, определены области их применения.
3. Проанализировано влияние различных факторов на надежность генерирующего оборудования с газопоршневым приводом.
4. Проведена оценка работы когенераторов в независимом от сети и параллельном 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. Использовались основные положения теории надежности, вероятностно-статистические методы обработки информации. Проанализированы данные заводов-изготовителей оборудования и сервисных центров, а также статистические данные по отказам газопоршневых установок.
Научная новизна работы заключается в следующем:
• 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 готовности от продолжительности технического обслуживания, что позволяет оценивать надежность как единичной установки, так и системы электроснабжения с использованием ГПУ.
• Разработана методика определения экономически целесообразных режимов работы когенерационных систем с выбором оптимального тарифа на электроэнергию.
• Предложены принципы построения схем электроснабжения предприятий с использованием собственных источников электроэнергии, учитывающие категорийность электроприемников.
Практическая ценность работы:
• Определены области применения различных типов когенерационных установок с учетом их технических и экономических характеристик.
• Рассчитаны основные технико-экономические показатели ряда типовых 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 электроснабжения 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 «Специнжэлектро», 000 «КСК ИНВЕСТ». Разработанные варианты интегрирования источника электроэнергии в систему электроснабжения использованы при разработке проекта реконструкции ТП 2x2500 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 эффективности использования» (Томск, 2006), на научно-практической конференции «Проблемы потребителей электроэнергии в условиях реформирования электроэнергетики», на научных семинарах кафедры «Электроснабжение промышленных предприятий» ИЭТ МЭИ (ТУ) в 2004-2007 гг.
Публикации. По теме диссертации опубликовано 7 печатных работ [96-102].
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Объем работы составляет 148 страниц основного текста, включая 50 иллюстраций и 32 таблицы. Список литературы включает 110 наименований.
Анализ перспектив развития крупной энергетики в России
«Правилами технологического присоединения энергопринимающих устройств (энергетических установок) юридических и физических лиц к электрическим сетям», утвержденными Постановлением Правительства РФ от 27.12.04 г. № 861 [5], предусмотрено взимание с потребителей платы за технологическое присоединение к электрическим сетям. 8 сентября 2006 г. региональная энергетическая комиссия г. Москвы приняла постановление об установлении платы за технологическое присоединение к электрическим сетям ОАО «Московская городская электросетевая компания» в размере 39000 рублей за каждый кВт установленной мощности [9]. Аналогичные постановления введены и в других регионах России. Эти деньги необходимы для реконструкции существующего распределительного и генерирующего парка электрооборудования, как правило, это ПС 110/10 кВ и тепловые электростанции. Таким образом энергетики пытаются решить проблемы удовлетворения растущего спроса [20] на электроэнергию и повысить надежность электроснабжения.
На большинстве энергоблоков ЕЭС выработан расчетный ресурс, а на многих подошел или близок к исчерпанию парковый ресурс. К 2005 году мощность отработавшего парковый ресурс оборудования составила 49% установленной мощности. На рис. 1.1 показано ранжирование в соответствии с правилами стратификации РФФИ (табл. 1.1)
Рис. 1.1 ясно показывает реальное состояние дел в отечественной энергетике. Стоимость ремонта и замены оборудования оплачивается и будет оплачиваться потребителями электроэнергии через достаточно высокий тариф на электроэнергию [51]. Нетрудно проследить, что стоимость электроэнергии растет опережающими по сравнению со стоимостью топлива темпами. По мере того, как изнашивается существующее генерирующее оборудование, необходимо вводить в строй не только мощности для компенсации устаревшего оборудования, но и новые, необходимость создания которых диктуется развитием экономики страны. Однако инвесторов для строительства необходимых мощностей находится все меньше и меньше.
Создание электростанций с конденсационными турбинами единичной мощностью 500 МВт при сложившейся стоимости капиталовложений в РАО "ЕЭС России" потребует 500 млн.$ США на каждый объект. Продолжительность ее проектирования и строительства 5-6 лет, а срок окупаемости при использовании номинальной мощности 6000 часов в год при продаже промышленному потребителю 1 кВт час за 0,02$ США составит 14-16 лет с момента начала строительства. Ни у государства, ни у инвесторов на такие капвложения денежные средства в ближайшие 8-Ю лет не найдутся.
Создание крупных электростанций с парогазовыми установками аналогичной мощности при использовании газовых турбин западных производителей (стоимостью 300-500$ США за 1 кВт энергетического оборудования) потребует таких же капиталовложений, как и электростанции с конденсационными турбинами. Снижение срока окупаемости на 3-4 года по отношению к традиционным электростанциям может быть достигнуто только за счет снижения расхода топлива с 340 до 240 г у.т. на выработку 1 кВт час. Следует отметить, что при широком использовании газовых турбин иностранных производителей возникает экономическая и политическая зависимость России от стран-поставщиков этого энергетического оборудования.
Атомные станции, на строительство которых потребуется 7-8 лет, со стоимостью установленной мощности 900-1000$ США за 1 кВт, даже при себестоимости менее 0,01$ США за 1 кВт час имеют срок окупаемости не меньше 11-12 лет с момента начала строительства [84]. Необходимо также учитывать отрицательное отношение к ним в ряде регионов страны после аварий в Чернобыле и США. К этому следует добавить, что не решены окончательно вопросы, связанные с захоронением радиоактивных отходов. Будущее атомной энергетики в настоящее время является предметом серьезной дискуссии [53].
Анализ параллельного и автономного режима работы источника электроэнергии малой мощности и энергосистемы
При параллельном режиме работы сложности возникают уже на стадии получения технических условий на присоединение. Это связано в первую очередь с требованием надежности электроснабжения, которое должно быть выполнено электросетевой компанией. Согласно договору на пользование электроэнергией, энергосистема должна брать на себя определенные обязательства, в частности, указывать максимально возможную длительность провала напряжения (т.е. исчезновения или глубокой посадки), при превышении которого она будет вынуждена платить неустойки. Но сможет ли энергосистема гарантировать это время, если оно будет зависеть от правильности работы не только РЗиА её источников, но и от правильной работы РЗиА других, неподконтрольных ей источников, какими являются генераторы потребителей.
Несмотря на свою относительно небольшую мощность, эти генераторы при неправильной работе своих защит и автоматики могут увеличивать против расчетного время отключения повреждений на линиях энергосистемы, тем самым, делая неуспешным автоматическое повторное включение (АПВ), что приведет к длительному нарушению питания других потребителей.
Следует иметь в виду, что всякий процесс автоматического восстановления питания участка сети, в котором имеются генераторы, может осуществляться либо с помощью быстродействующего АПВ (БАПВ), либо АПВ с улавливанием синхронизма (АПВ УС), либо с проверкой отсутствия встречного напряжения. Это связано с тем, что в процессе АПВ несинхронное включение энергосистемы и генераторов (НАПВ) опасно, т.к. при этом последние могут быть повреждены. Как уже было сказано, вероятность успешной работы БАПВ и АПВ УС в значительной степени зависит от того, как будут работать защиты и автоматика генераторов потребителей. Например, если защита генераторов потребителей окажется нечувствительной к коротким замыканиям в удаленных точках питающих линий 110 кВ (см. рис. 1.3) или если время действия этих защит затянется, то работа АПВ на источниках питания окажется неуспешной и питание потребителей окончательно нарушится.
Основной причиной лавинообразного снижения напряжения и частоты является, как правило, динамическая неустойчивость системы при резких возмущениях, вызывающих нарушение баланса между вырабатываемой и потребляемой мощностями в целом, или нарушение связи между районами энергосистемы с дефицитом и избытком активной и реактивной мощности. К таким резким возмущениям относятся отключение крупных генераторных мощностей, районных подстанций и магистральных ЛЭП. В этих условиях большую роль играет противоаварийная защита, автоматика, правильные действия диспетчера энергосистемы [92-95].
При переходе к частной собственности в сфере производства и потребления электроэнергии эти вопросы устойчивости будут решаться сложнее. Этими причинами объясняется негативное отношение энергосистем к подобным инициативам потребителей.
Поэтому требования энергосистемы (ТУ) для потребителя в подобных ситуациях оказываются достаточно тяжелыми и часто явно завышенными [72]. Это объясняется ещё и тем, что оборудование существующих сетей, особенно в старых районах энергосистем, физически и морально устарело и требует замены.
Рассмотрим систему электроснабжения, в которой наряду с мощными источниками присутствует целый ряд небольших источников типа мини-ТЭЦ. Их мощность определяется особенностями местных условий, и, как правило, они покрывают лишь часть (наиболее ответственную) нагрузки потребителя и работают на общую сеть параллельно с источниками от энергосистемы. Параллельный режим работы выгоден по целому ряду технико-экономических соображений: он в наибольшей степени обеспечивает требуемое качество электроэнергии и надежность электроснабжения потребителей. На рис. 1.4 изображен участок такой системы электроснабжения. Источники питания расположены как в сетях среднего - 6(10) кВ, так и в сетях низкого - 0,4 кВ напряжений.
Анализ влияния эксплуатационных характеристик на коэффициент готовности установок различной мощности
Итак, как уже было отмечено, задача выбора единичной мощности и количества ГПУ является комплексной проблемой, требующей решений не только в части электрической, но и в газовой, и в тепловой.
При появлении в системе электроснабжения независимого источника в виде мини-ТЭЦ приходится решать следующие проблемы: ограничение возрастающих токов коротких замыканий; выбор между параллельным с энергосистемой и автономным режимами работы генераторов мини-ТЭЦ; выбор между параллельным или раздельным режимами работы силовых трансформаторов на ГПП; выбор между параллельным или раздельным режимами работы генераторов мини-ТЭЦ между собою; обеспечение динамической устойчивости генераторов мини-ТЭЦ при коротком замыкании в распределительной сети 6(10) кВ; обеспечение качества электроэнергии в автономном режиме работы генераторов мини-ТЭЦ; обеспечение чувствительности и селективности работы релейной защиты и автоматики (РЗиА) в различных режимах работы системы электроснабжения;
Токи короткого замыкания при параллельном режиме работы генераторов с энергосистемой, как правило, выходят за пределы допустимых значений для установленного электрооборудования. Не представляется возможным одновременно обеспечить селективность работы релейных защит и динамическую устойчивость генераторов.
При раздельном режиме работы генераторов с энергосистемой на собственную нагрузку возникают проблемы с качеством электроэнергии, с чувствительностью релейных защит [86].
Для выбора номинальной мощности установок и их числа могут быть использованы два подхода, определяющие различные требования к собственному источнику. Первый - это ГПУ используются в качестве основного источника электроснабжения, без соединения с сетью. В этом случае к приводному двигателю предъявляются самые жесткие требования по надежности и динамике. Надежность электроснабжения, а в данном случае мы говорим о надежности генерирующей части этой системы напрямую зависит от времени наработки на отказ. По сути своей, заявленное производителем газопоршневой установки время до первого капитального ремонта определяется среднестатистическим временем наработки на отказ. То есть, чем больше заявленное время до первого капремонта, тем больше время наработки на отказ для этого типа оборудования, которое определяется на основе статистических данных по отказам оборудования. Наибольшее количество повреждений в когенерационной установке приходится на аварии в приводном двигателе [80, 90, 106]. Этот элемент подвержен наибольшему количеству негативных факторов, влияющих на работоспособность всей системы [25]. Анализ имеющихся данных о работающих ныне установках подтверждает последнее утверждение (табл. 3.2).
Как видно из табл. 3.2, аварии с самыми тяжелыми последствиями приходятся на поломки в элементах двигателя. Основной причиной такого продолжительного времени восстановления можно назвать плохую работу сервисных центров соответствующих производителей, но вместе с тем, сама неисправность случается по другой причине. Основной причиной выхода из строя оборудования (за исключением заводского брака) является периодичность технического обслуживания узлов ГПУ, а именно влияние продолжительности ТО на надежность работы. Как известно, все производители ГПУ и приводных двигателей к ним указывают срок до первого капитального ремонта и срок наработки на отказ исходя из четкого 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 увеличению вероятности отказа. На следующих графиках (рис. 3.5-3.8) представлены зависимости изменения коэффициента готовности установок от реального времени ТО. Наибольшему значению времени ТО соответствует суммарное время ТО, необходимое для поддержания работоспособности устройства, рекомендованное изготовителями. Несмотря на то, что у всех производителей свои методики оценки надежности разрабатываемого ими оборудования, большинство из них идентичны по результатам и общие сроки для большинства образцов ГПУ совпадают.
Описание предприятия. Существующая схема электроснабжения. Графики нагрузки и состав потребителей
ЗАО «ИНТЕГРАЛ-РП» представляет собой комплекс цехов по переработке соевых бобов. Основной состав электрических потребителей представлен на принципиальной однолинейной схеме с описанием в таблице 16. Особенностью производства является наличие электроприемников первой категории, перерыв питания которых ведет к потерям из-за сбоя в производственном цикле. Питание ТП 2x2500 кВА предприятия осуществляется от ПС 137 ОАО «Московская областная электросетевая компания» по двухцепной линии 10 кВ (АСБ 3x240) протяженностью 1,1 км. Оборудование, установленное на ПС 1973 г. Последняя реконструкция проводилась на РУ-10 кВ в 1985 году. Все основное оборудование предприятия питается по распределительной сети 0,4 кВ от ТП 2x2500 кВА, пристроенной к зданию основного производственного цеха. Учет потребляемой от электросетевой компании электроэнергии осуществляется на стороне 10 кВ абонента.
Газоснабжение предприятия осуществляется от магистрального 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 90 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 электроэнергии не менее 16 МВтч Максимальная мощность в зимний период: 3100 кВт Минимальная мощность в зимний период: 650 кВт Максимальная мощность в летний период: 2900 кВт Минимальная мощность в летний период: 690 кВт
Рассмотрим трансформатор 40 MB А 110/10 кВ как элемент, условно состоящий из двух последовательно соединенных элементов, в одном из которых могут появляться внезапные отказы, а в другом - постепенные[16, 32, 91]. Внезапные отказы появляются вследствие резкого, внезапного изменения основных параметров под воздействием одного или нескольких случайных факторов внешней среды либо вследствие ошибок обслуживающего персонала. При постепенных отказах наблюдается плавное, постепенное изменение параметра элементов в результате износа отдельных частей или всего элемента в целом.
Вероятность безотказной работы представим произведением вероятностей: Р РзОГРиф, (4.1) где PB(t) и P„(t) — соответственно вероятности безотказной работы условных элементов, соответствующих внезапному и постепенному отказу вследствие износа.
В теории надежности в качестве основного распределения времени безотказной работы при внезапных отказах принимается показательное распределение:
Причинами внезапных отказов трансформатора являются повреждения вводов трансформатора вследствие перекрытия контактных соединений, утечка масла. Причинами постепенных отказов в свою очередь будут нарушения изоляции обмоток вследствие возникновения внешних и внутренних перенапряжений, сквозных токов коротких замыканий и дефектов изготовления. На основании принятых критериев выделим два статистических ряда для внезапных и постепенных отказов табл. 4.2.
Проведя аналогичные вычисления по другим элементам системы, рассмотрим структурную схему электроснабжения с точки зрения надежности.
Анализ системы последовательно соединенных, восстанавливаемых элементов будем проводить с учетом двух условий: первое - при отказе одного элемента интенсивности отказа оставшихся в работе элементов не изменяются; второе - восстановление не ограничено, т.е. любой отказавший элемент начинает немедленно восстанавливаться [34, 71].
Все последовательные элементы заменим эквивалентными. Для системы из п последовательно соединенных восстанавливаемых элементов суммарная интенсивность отказов цепи находится найдена по выражению:
