автореферат диссертации по процессам и машинам агроинженерных систем, 05.20.02, диссертация на тему:Повышение эффективности работы теплогенерирующих предприятий путем выбора рациональных режимов основного электрооборудования

На правах рукописи

МАЛАЙЧУК ЛЮДМИЛА МИХАЙЛОВНА

ПОВЫШЕНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ РАБОТЫ ТЕПЛОГЕНЕРИРУЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ ПУТЕМ ВЫБОРА РАЦИОНАЛЬНЫХ РЕЖИМОВ ОСНОВНОГО ЭЛЕКТРООБОРУДОВАНИЯ

Специальность 05.20.02 — Электротехнологии и электрооборудование

в сельском хозяйстве

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Санкт-Петербург - 2006

Работа выполнена на кафедре электрических машин и электропривода в ФГОУ ВПО Санкт-Петербургском государственном аграрном университете.

Научный руководитель: доктор технических наук, профессор

Епифанов Алексей Павлович

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Ведущая организация: Северо-Западный научно-исследовательский институт механизации и электрификации сельского хозяйства (ГНУ СЗНИИМЭСХ РАСХН)

Защита состоится «01» декабря 2006г. в 1330 на заседании диссертационного совета Д 220.060.06 в Санкт-Петербургском государственном аграрном университете, по адресу: 196600, г. Санкт-Петербург, г. Пушкин, Академический пер., д. 23, ауд.719.

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке Санкт-Петербургского государственного аграрного университета

Автореферат разослан «31» октября 2006г.

Казимир Анатолий Порфирьевич кандидат технических наук Емельянов Дмитрий Александрович

Ученый секретарь диссертационного о доктор технических наук, профессор

В. Я. Сковородин

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

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 турбомеханизмов 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.

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, общих выводов, списка литературы и 3 приложений. Работа изложена на 140 страницах основного текста, содержит 34 иллюстрации, 33 таблицы, список литературы из 105 наименований и приложения на 36 страницах.

СОДЕРЖАНИЕ И ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы, сформулированы цели и задачи исследования, представлены основные положения, выносимые на защиту диссертации, а также данные о практической ценности и научной новизне работы.

В первой главе представлены сведения о видах теплогенерирующих объектов, наибольшее количество которых составляют котельные: их установленная мощность около 67,7 % суммарной мощности теплоисточников в России. Доля тепловой энергии, отпускаемой котельными, достигает 45 % суммарного годового теплопотребления России. На примере котельной 2-я Пушкинская, тепловая мощность которой составляет 132 Гкал/ч, установленная электрическая мощность — 3200 кВт, показана эффективность работы подобных объектов. До внедрения ПТГ установки КПД котельной составлял около 70—75 %. При этом коэффициент использования установленной тепловой мощности котельной в 1999г. равен 30 %, коэффициент использования установленной электрической мощности - 22 %.

В работе обоснована эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии по сравнению с их раздельным производством. При этом очевидно, что если на котельной вырабатывается собственная электроэнергия, то не следует пренебрегать вопросами ее экономии и рационального использования, также как и покупной.

Основными электроприемниками на котельной являются электроприводы насосов, вентиляторов, дымососов. Приведены характеристики основного электрооборудования:

— асинхронные электродвигатели турбомеханизмов мощностью 22-И>30 кВт, напряжением 380 и 6300 В;

- турбогенератор собственных нужд мощностью 1800 кВт (2250 кВА), напряжением 6300 В.

На рисунке 1 приведена схема электроснабжения котельной, из которой видно, что турбогенератор обеспечивает примерно половину электрической нагрузки объекта (в нормальном режиме (281...3 разомкнуты, С>1.2, 02.2 - замкнуты, С?1.3, (}2.3 - разомкнуты), при этом работает параллельно с сетью (С?3 — замкнут).

Рис. 1. Схема электроснабжения котельной 2-я Пушкинская

При проектировании ПТГ установки предполагалось, что при номинальном расходе пара на турбину 40 т/ч турбогенератор вырабатывает электрическую мощность 1800 кВт, часть из которой потребляется котельной, остальное отдается в сеть. В реальных условиях эксплуатации проектные решения труднореализуемы, в связи с нестабильностью характеристик турбогенератора.

Во второй главе рассмотрены некоторые пути повышения эффективности работы котельных с ПТГ установками. При этом выполнена оценка потенциала энергосбережения в электроприводах основных турбомеханизмов и турбогенераторе. Потенциал энергосбережения в электроприводах составляет до 25 % в отопительный период, 46 % в межотопительный сезон. Такой результат объясняется низким коэффициентом загрузки асинхронных двигателей.

Рвыр, кВт 2000

1800

1600

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

О 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

тепловая энергия, Гкал

б

Рис. 2. Зависимости потребляемой мощности котельной (а) и вырабатываемой турбогенератором мощности (б) от тепловой нагрузки

• * !

• • •

•

* • •V •

»4** V!?

• • • № • • •

• • • • • 1 -. IV. 1 . * » • • к •»

• • • •

• • • • -

Экономичность функционирования турбогенератора ограничивается в основном его низкой загрузкой, которая колеблется от 0,28 до 0,70 в отопительный период, от 0,12 до 0,44 в межотопительный период.

В соответствии с вышесказанным предложены 4 режима работы схемы распределения электроэнергии, при которых загрузка турбогенератора возрастает, при этом надежность электроснабжения не снижается (рис.1).

На основе анализа электрических и тепловых нагрузок по данным за период 2002-2004 гг. установлено:

— существует возможность покрытия электроэнергии за счет собственной выработки (рис.2,а);

— при существующей технологии выработка электроэнергии турбогенератором мало зависит от тепловой нагрузки (рис. 2,6).

Полученные результаты подтверждены с помощью некоторых статистических показателей вариации признаков.

На основе результатов анализа тепловых и электрических нагрузок предлагается методика оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой, с помощью которой можно оценить следующие свойства подобных объектов:

— полноту использования топлива с разделением по видам производимой энергии;

— эффективность комбинированного производства электрической и тепловой энергии по сравнению с их раздельным производством;

— удельные затраты топлива на отпущенную тепловую и выработанную электрическую энергию;

— удельные затраты электрической энергии на отпущенную тепловую энергию;

— удельная выработка электрической энергии на отпущенную тепловую энергию;

— доля покрытия электроэнергии за счет собственной выработки.

Методики оценки эффективности работы ТЭЦ и других

когенерационных установок не могут использоваться для рассматриваемого объекта, так как они основаны на физическом методе распределения затрат топлива между электрической и тепловой энергии, который не отражает некоторых свойств объекта (например, эффективности комбинированного производства энергии). Для _ достоверной оценки приведенных выше показателей работы и свойств рассматриваемого объекта предлагается новый принцип распределения топливных затрат на производство тепловой и электрической энергии, который основан на следующих положениях:

— электроэнергия производится с большими потерями, чем тепловая энергия, следовательно, топливо не может распределяться пропорционально объемам различных видов энергии;

— теплота, сообщаемая системе, расходуется на изменение ее внутренней энергии и на совершение ею работы против внешних сил (первое начало термодинамики).

На рисунке 3 представлено распределение энергетических потоков, из которого видно, что, прежде всего, топливо преобразуется в тепловую энергию с некоторыми потерями. Далее часть тепловой энергии АЭэ преобразуется в электрическую, также с некоторыми потерями. Оставшаяся часть тепловой энергии Эотп отдается потребителю.

Тепловая энергия, преобразованная в электрическую, определяется из выражения, Гкал

аээ=(и0 .о0-ьпр-апру кг6, (1)

где ко, кпр — энтальпия пара до и после турбины, соответственно, ккал/кг; С* Ощ, — потоки пара на турбину и после нее, соответственно, кг.

Разделение затрат топлива на производство тепловой и электрической энергии можно провести с помощью вспомогательного КПД по теплу,

Рис. 3. Диаграмма распределения энергетических потоков на котельной с ПТГ установкой

который рассчитывается в предположении, что ЛЭэ не преобразуется в электрическую энергию, а относится к полезному теплоотпуску.

всп _ Эотп + АЭэ 1тэ В-Эст ' (2)

где Эотп - тепловая энергия, отпущенная потребителю, Гкал; ЛЭэ — теплоперепад в турбине, Гкал; В - общий расход топлива на котельную, тыс. м3; Этс — низшая теплота сгорания топлива Гкал/(тыс. м3).

Вспомогательный КПД по теплу определяет эффективность производства тепловой энергии, часть из которой пойдет на дальнейшее преобразование в электрическую, а часть — потребителю. Отсюда можно считать, что АЭэ вырабатывается с г\т*с". Таким образом, можно определить затраты топлива на производство электроэнергии, Гкал

п _ Д^э

ээ т » (3)

Ч тэ

Затраты топлива на производство тепловой энергии, Гкал

Вщу^т ВЭт Вээ Эт . (4)

Полный КПД по выработке электрической энергии, учитывающий как потери на производство промежуточного вида энергии, так и потери

_____ Д g--

• ---

О 200 400 600 800 1000 1200 1400 1600 1800 2000

тепловая энергия, Гкал

♦ КПД по электроэнергии ■ КПД по теплу —О—КПД общий

Рис. 4. Зависимость КПД от выработки тепловой энергии

0 400 7000 15000 20000 26000 30000 42000

Швыр, кВгч

Рис. 5. Зависимость общего КПД котельной от вырабатываемой турбогенератором электроэнергии

непосредственно в турбине, редукторе и турбогенераторе, определяется по формуле

IV выр

Лээ = я—()

где \Уеыр — электроэнергия, выработанная турбогенератором, Гкал.

С учетом того, что значительная доля производимой энергии — это именно тепловая, затраты электроэнергии отнесем на производство тепловой.

КПД котельной по производству тепловой энергии

7 =-^отп--(6)

тэ Я -Iе 4-IV

где 1¥„отр — электроэнергия, затраченная на технологический процесс.

Общий КПД котельной с ПТГ:

Э + IV

отп выр

Л-1ЭЦ - ВЭс цг . (7)

т ^ УУ потр

В соответствии с предложенной методикой выполнен расчет показателей эффективности работы котельной с ПТГ установкой. Результаты расчета представлены на рисунке 4 в виде графиков.

На основе представленной методики и статистических методов получена зависимость общего КПД котельной от выработки электрической энергии турбогенератором (рис. 5).

В третьей главе разработан алгоритм расчета энергетических показателей турбогенератора в зависимости от режима его работы при отклонениях напряжения сети от номинального.

Алгоритм основан на математической модели синхронной машины Парка-Горева, записанной в относительных единицах в координатах Ы-д:

У

(8)

где W, i, и, X' r ~ потокосцепление, ток, напряжение, реактивное сопротивление и активное сопротивление соответственно, o.e.

Далее на основании системы уравнений (8) выведены аналитические выражения для расчета энергетических показателей турбогенератора. Суммарная мощность, поступающая со всех контуров в машине:

Электромагнитная мощность (без учета потерь в стали), равная активной мощности, отдаваемой в сеть

Исходя из определения реактивной мощности для обобщенной электрической машины записаны формулы реактивной мощности отдельных контуров синхронного генератора: - для ротора

px=ud.id+uq-iq+uf-if

(9)

Рэм=Р2 =X¥d '*q 'V-^q

(10)

(И)

Яс ~ иу 'lq Uq'ij.',

(12)

- общая мощность

q = qr+qc==ud'iq~uq' ld Jrllf'iq~uq' (13)

кпд,%

100

90 -I-

80 70 60 50 40 30 20 10 0

0,00 0,10 0,20 0,30 0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00 1,10 -^-ис=11ном 11с=0,9ином

Рис. 6. Зависимость КПД турбогенератора от коэффициента загрузки при различных напряжениях сети

Приведен пример расчета эффективности работы турбогенератора в зависимости от напряжения сети. Разработана программа в среде ЬаЬУ1Е\У, с помощью которой проведено расчетно-теоретическое исследование энергетических показателей турбогенератора при различных режимах его работы в зависимости от напряжения сети. Результаты данного расчетно-теоретического исследования приведены на рисунке 6.

В четвертой главе представлены методики определения рациональных режимов работы электроприводов турбомеханизмов и турбогенератора.

Методика обоснования рациональных режимов работы электроприводов турбомеханизмов основывается на сокращении потребления электроэнергии при условии выполнения заданной технологической операции (ТО).

При выборе наиболее экономичных режимов работы механизмов по предлагаемой методике при заданных параметрах ТО учитываются такие факторы:

- техническая возможность параллельной работы насосов с регулируемым и нерегулируемым приводом по механическим характеристикам механизмов;

- загрузка электродвигателя;

- экономичная работа турбомеханизма по их механическим характеристикам.

Известно, что экономичный режим работы турбогенератора достигается при нагрузке близкой к номинальной. При этом предлагаемая методика обоснования рациональных режимов синхронного генератора учитывает следующие условия:

- общее потребление электроэнергии не следует увеличивать;

- загрузку турбогенератора повышают путем переключений в схеме распределения электроэнергии между потребителями;

- поток активной мощности между турбогенератором и сетью, либо между сетью и электрической нагрузкой стремится к нулю.

За базовый вариант принимается существующая схема распределения электроэнергии, а именно, турбогенератор вырабатывает электроэнергию для секций 2 и 4. После выбора режимов работы электроприводов турбомеханизмов при заданной тепловой нагрузке рассчитывают базовый вариант загрузки турбогенератора, а также возможные варианты переключения схемы. Далее рассчитывается разница между номинальной мощностью турбогенератора и суммарной нагрузкой секций для каждого варианта

ЛР=Рном-Рнагр . (14)

Рис. 7. Структурная схема распределения потоков электроэнергии между секциями

По суммарной нагрузке турбогенератора (и при известных условиях сети) рассчитывают КПД машины. Результаты расчетов можно представить в виде таблицы 1. При выборе наиболее экономичного варианта загрузки машины учитывают следующие условия:

ЛР >0, Л Р—> 0.

Таблица 1

Обоснование экономичного режима работы турбогенератора

№ варианта Суммарная нагрузка Рнагр) кВт Л Р, кВт ЦТГ, %

I (базовый) Р2+Р4 АР/ Т]1

II Р1+ (Р2+Р4) ЛР„ т

Ш Рз+ (Р2+Р4) ЛРт Г}ш

IV Р1+РЗ + (Р2+Р4) ЛР1У Г}1У

После проведения переключений в схеме (рис. 7) 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.

Повышение КПД турбогенератора на 3% позволяет сэкономить до 54 кВт подводимой мощности. В целом при применении рациональных режимов работы синхронной машины экономия электроэнергии потребляемой котельной возможна до 6 %.

Приведено технико-экономическое обоснование применения экономичных режимов работы основного электрооборудования.

ОБЩИЕ ВЫВОДЫ

1. Обоснована эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии по сравнению с их раздельным производством. Внедрение турбин малой мощности на районные котельные позволяет повысить эффективность их работы на 10-5-20 %.

2. Выполнена оценка потенциала энергосбережения в электроприводах турбомеханизмов и турбогенераторе собственных нужд, который составляет до 46 %.

3. Проекты ПТГ установок не учитывают особенности эксплуатации турбогенераторов малой мощности, а именно условия их параллельной работы с сетью.

4. Предложена методика оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой.

5. Выявлена зависимость между общим КПД котельной и выработкой электроэнергии турбогенератором.

6. В результате расчетно-теоретического исследования энергетических показателей турбогенератора установлено, что его КПД уменьшается при снижении напряжения сети.

7. Обоснованы методики по определению рациональных режимов работы основного электрооборудования (электроприводы турбомеханизмов и турбогенератор) котельной.

8. Реализация рациональных режимов позволит сэкономить до 31 % от общего потребления электроэнергии.

Основные результаты работы изложены в следующих публикациях

1. Епифанов А.П., Малайчук Л.М. Повышение эффективности работы теплогенерирующих предприятий установкой паротурбогенератора собственных нужд // Прогрессивные технологии в аграрной науке: Сборник научных трудов СПбГАУ. СПб: Изд-во СПбГАУ, 2005. с. 84-91.

2. Епифанов А.П., Малайчук Л.М. Повышение эффективности теплогенерирующих предприятий управлением режимами работы оборудования // Механизация и электрификация сельского хозяйства. 2006г. №8, с. 29-31.

3. Епифанов А.П., Малайчук Л.М. Повышение эффективности теплогенерирующих предприятий управлением режимами работы оборудования // Депонирование рукописи Центром информации и технико-экономических исследований агропромышленного комплекса под №41 ВС-2.

Введение.

1. Процессы преобразования энергии на теплогенерирующих предприятиях.

1.1. Общие вопросы преобразования энергии.

1.2. Основные показатели работы котельной 2-я Пушкинская.

1.3. Комбинированная выработка электрической и тепловой энергии.

1.4. Основное электрооборудование котельной. Режимы работы.

1.4.1. Схема электроснабжения.

1.4.2. Основное электрооборудование.

1.4.3. Режимы работы основного электрооборудования.

Выводы по главе.

2. Пути повышения эффективности работы теплогенерирующих предприятий.

2.1. Анализ режимов работы основного электрооборудования.

2.1.1. Потенциал энергосбережения в электрических приводах основных механизмов.

2.1.2. Особенности работы турбогенератора собственных нужд.

2.1.2.1. Режимы работы турбогенератора.

2.1.2.2. Потенциал энергосбережения в турбогенераторе.

2.2. Анализ электрических и тепловых нагрузок.

2.2.1. Опытные данные и их первичная обработка.

2.2.2. Систематизация опытных данных.

2.2.3. Анализ среднесуточной потребляемой и вырабатываемой активных мощностей.

2.2.4. Установление тесноты признаков по некоторым показателям вариации.

2.3. Оценка эффективности работы котельной по энергетическим показателям.

2.3.1. Методика оценки эффективности работы котельной с паротурбогенераторной установкой.

2.3.2. Полученные результаты и их анализ.

2.3.3. Влияние объема выработки электроэнергии на общий КПД котельной.

Выводы по главе.

3. Управление режимами работы турбогенератора собственных нужд.

3.1. Общие положения.

3.2. Критерии оценки экономичности работы турбогенератора.

3.3.Расчетно-математическая модель турбогенератора собственных нужд, работающего параллельно с сетью.

3.3.1. Принятые допущения и уравнения.

3.3.2. Аналитические выражения для расчета энергетических показателей.

3.4. Пример расчета энергетических показателей работы турбогенератора.

3.5. Расчетно-теоретические исследования энергетических показателей работы турбогенератора при различных режимах работы.

Выводы по главе.

4. Рациональные режимы работы основного электрооборудования.

4.1. Методика обоснования рациональных режимов работы электроприводов турбомеханизмов.

4.2. Энергетическая эффективность работы электроприводов в экономичном режиме.

4.3.Экономичные режимы работы турбогенератора собственных нужд.125 4.4. Технико-экономическое обоснование применения рациональных режимов основного электрооборудования.

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 [1].

Суровые климатические условия в России предопределяют теплоэнергетику, как наиболее социально значимый, и в тоже время, наиболее энергоемкий сектор экономики: в нем потребляется примерно 46% энергоресурсов, используемых в стране [2,3]. Теплогенерирующие предприятия являются также крупными потребителями электрической энергии. В связи с тенденцией роста внутренних цен на топливно-энергетические ресурсы и электроэнергию, актуален вопрос эффективного использования энергоресурсов на теплогенерирующих предприятиях.

Тепловая энергия производится котельными или теплофикационными установками. Известно, что комбинированная выработка электрической и тепловой энергии эффективнее по сравнению с их раздельным производством. Основная доля тепловой энергии в России производится в котельных [4]. По оценкам специалистов [5,6] повышение эффективности их работы возможно на 10-20% путем внедрения когенерационных технологий. При этом повышается не только КПД объекта, но и надежность электроснабжения. Наличие собственного источника электроэнергии при возрастающем дефиците генерирующих мощностей в энергосистеме становится все более значимым фактом при оценке эффективности работы объекта.

Основными критериями оценки эффективности работы теплогенерирующих предприятий являются коэффициенты использования топлива и электрической энергии, так как они определяют экономические показатели, такие как, себестоимость производимой энергии.

Повышение КПД теплогенерирующих объектов возможно в следующих направлениях:

- применением более эффективных технологий и энергосберегающего оборудования;

- повышением качества управления технологическим процессом.

В целом эффективность преобразования энергии зависит не только оснащенности объекта современными оборудованием и технологиями, но и от режимов работы энергооборудования. Режимы работы теплового оборудования на аналогичных объектах и их влияние на КПД котельных с когенерационными установками рассмотрены в работах [7-12].

Вопросы рационального использования электроэнергии и экономичных режимов работы электрооборудования на теплогенерирующих предприятиях остаются актуальными, особенно для районных котельных с когенерационными установками. При этом возникает противоречивая задача: прежде всего, следует снижать потребление электроэнергии электроприводами технологических механизмов, но экономичная работа синхронного генератора достигается при нагрузке близкой к номинальной.

Следует отметить принципиальное отличие крупных ТЭЦ и котельных с когенерационными установками. Первоочередная задача ТЭЦ - это выработка электроэнергии, при этом эффективность ее работы определяется степенью использования потребителями тепловой энергии, отработавшей в технологическом цикле. В данном случае важны вопросы согласования выработки электрической и тепловой энергии с режимами их потребления. На районных котельных с синхронными генераторами первичный продукт -это тепловая энергия с заданными параметрами, а электроэнергия производится в основном для собственных нужд. При этом тепловая энергия полностью востребована, вопросы согласования выработки электрической энергии с рациональным потреблением остаются открытыми.

На основе полученной зависимости общего КПД котельной от выработки турбогенератором электроэнергии установлена связь между режимами основного электрооборудования и эффективностью работы котельной в целом.

При параллельной работе синхронного генератора малой мощности с сетью возникает ряд ограничений, которые не учитываются на этапе проектирования. Так, например, проектом предусматривается отдача излишков электроэнергии в сеть, но в реальных условиях из-за этого снижается надежность электроснабжения котельной. В работе рассмотрены особенности работы турбогенератора, сформулированы основные проблемы, а также предложены пути их решения.

Котельная с паротурбогенераторной (1111) установкой представляет собой сложную технологическую систему, для эффективного управления которой необходимо руководствоваться набором показателей, объективно и всесторонне характеризующих процесс производства энергии. Существующие энергетические установки в значительной степени отличаются по технологическому процессу [7-10], по объемам производства энергии и их количественным отношениям от исследуемого типа установок. Поэтому в работе предложена методика оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой, объективно учитывающая эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии.

Как известно, качество электроэнергии энергоснабжающих организаций очень низкое [14], например величина напряжения значительно отклоняется от номинального, что в свою очередь неблагоприятно сказывается на потребителях. В связи с этим в работе выполнен расчет энергетических показателей турбогенератора в зависимости от режима его работы при отклонениях напряжения сети от номинального.

В качестве объекта исследования принимается основное электрооборудование на котельной 2-я Пушкинская с паротурбогенераторной установкой. В соответствии с рассматриваемой темой предмет исследования - это режимы работы основного электрооборудования на котельной.

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 турбомеханизмов и турбогенератора);

- разработать математическую модель синхронного генератора, адаптированную для исследования режимов работы при различных параметрах сети;

- на основе математической модели провести расчетно-теоретическое исследование эффективности работы турбогенератора в зависимости от напряжения сети;

- обосновать рекомендации по выбору рациональных режимов работы турбогенератора и асинхронных двигателей турбомеханизмов.

Для решения поставленных в диссертационной работе задач использованы основные законы термодинамики, теории электропривода и математического моделирования электрических машин.

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 определения экономичных режимов работы турбогенератора.

На защиту выносится:

- обоснование методики определения рациональных режимов работы электроприводов турбомеханизмов в зависимости от заданных тепловых нагрузок;

- разработка методики оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой;

- результаты анализа тепловых и электрических нагрузок за 3 года;

- обоснование методики определения экономичных режимов работы турбогенератора.

Общие выводы

1. Обоснована эффективность комбинированной выработки электрической и тепловой энергии по сравнению с их раздельным производством. Внедрение турбин малой мощности на районные котельные позволяет повысить эффективность их работы на 10-20%.

2. Выполнена оценка потенциала энергосбережения в электроприводах турбомеханизмов и турбогенераторе собственных нужд, который составляет около 46%.

3. Проекты ПТГ установок не учитывают особенности эксплуатации турбогенераторов малой мощности, а именно условия их параллельной работы с сетью.

4. Предложена методика оценки эффективности работы котельной с ПТГ установкой.

5. Выявлена зависимость между общим КПД котельной и выработкой электроэнергии турбогенератором.

6. В результате расчетно-теоретического исследования энергетических показателей турбогенератора установлено, что его КПД уменьшается при снижении напряжения сети.

7. Обоснованы методики по определению рациональных режимов работы основного электрооборудования (электроприводы турбомеханизмов и турбогенератор) котельной.

8. Реализация рациональных режимов позволит сэкономить до 31% от общего потребления электроэнергии.

1. Сорочинский А.В. Основные направления развития систем энергоснабжения Санкт-Петербурга с позиции энергетической безопасности // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 3-4,2005, с.16-19.

2. Лебедев В.М., Усманов Ю.А., Олькова С.В. Технико-экономическая эффективность ТЭЦ малой мощности // Промышленная энергетика № 1,2000.С.8-9.

3. Малафеев В.А., Пейсахович в.Я. Роль теплоснабжения в энергосбережении и охране окружающей среды // Энергетик №11,1996, с.2-5.

4. Гуторов В.Ф., Байбаков С.А. 100 лет развития теплофикации в России //Энергосбережение №5,2003, с.32-34.

5. Батенин В.М., Масленников В.М., Цой А.Д. О роли и месте децентрализованных источников энергоснабжения // Энергосбережение №1,2003, с.14-18.

6. Гуторов В.Ф., Эфрос Е.И., Симою JI.JI. Повышение эффективности комбинированного производства тепла и электроэнергии // Энергосбережение №6,2004, с.64-69.

7. Безлепкин В.П. Парогазовые и паротурбинные установки электрических станций -СПб.: издательство СПбГТУ, 1997.-295с.

8. Безлепкин В.П. Теплофикационные установки электростанций СПб.: Издательство Политехнического университета, 2005. - 279с.

9. Рыжкин В.Я. Тепловые электрические станции M.-JL: Энергия, 1987. - 400 е.;

10. Теплоэнергетика: Сборник статей / Под ред. В.Я. Рыжкина. M.-JL: Госэнергоиздат, 1955.-247с.

11. Вершинский В.П., Коробов Н.М., Сорокина З.П. Некоторые аспекты регулирования отпуска теплоты на теплоснабжение от газотурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика №2,2001, с.29-31.

12. Агафонов А.Н., Сайданов В.О., Антипов М.А., Олейник Н.И. Комбинированные энергоустановки с рациональными технологиями использования топлива // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень №1,2004, с.51-57.

13. Конюхова Е.А., Киреева Э.А. Надежность электроснабжения промышленных предприятий М.: НТФ «Энергопрогресс», 2001. - 92с.

14. Киреева Э.А. Повышение надежности, экономичности и безопасности систем цехового электроснабжения М.: НТФ «Энергопрогресс», 2002. - 76с.

15. Георгиади В.Х. Поведение энергоблоков ТЭС при перерывах электроснабжения собственных нужд М.: НТФ «Энергопрогресс», 2003. - 88с.

16. Кащеев В.П. Повышение энергетической эффективности оборудования и технологий на тепловых источниках // Энергосбережение №6,2004, с.30-31.

17. Сибикин Ю.Д., Сибикин М.Ю. Технология энергосбережения М.: Издательство «ФОРУМ», 2006. - 352с.

18. Делюкин А.С. Энергосбережение в городском хозяйстве Санкт-Петербурга. Результаты и проблемы // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень №2,2000, с.9-12.

19. Яновский А.Б. Основные направления Энергетической стратегии России на период до 2020 года // Энергетик №6,2003, с.2-6.

20. Хлебалин Ю.М., Баженов А.И., Захаров В.В. Перераспределение пара промышленного отбора между различными турбинами ТЭЦ // Промышленная энергетика №5, 1999, с.31-33.

21. Кириллин В.А., Сычев В.В., Шейдлин А.Е. Техническая термодинамика М.: Наука, 1979.-512с.

22. Андрющенко А.И. Основы термодинамических циклов теплоэнергетических установок М.: Высшая школа, 1977. - 280с.

23. Алиев И.И. Справочник по электротехнике и электрооборудованию Ростов н/Д: Феникс, 2004.-480с.

24. Вольдек А.И. Электрические машины-Д.: Издательство «Энергия», 1974г. 840с.

25. Электрические машины / Под редакцией Г.Н. Петрова М. - Д.: Государственное энергетическое издательство, 1940. - 663с.

26. Киреева Э.А. Рациональное использование электроэнергии в системах промышленного электроснабжения М.: НТФ «Энергопрогресс», 2000. - 76с.

27. Епифанов А.П. Электромеханические преобразователи энергии СПб.: издательство «Лань», 2004.-208с.

28. Асинхронные двигатели серии 4А: Справочник / А.Э. Кравчик и др. М.: Энергоатомиздат, 1982.-504с.

29. Справочник по электрическим машинам: В 2т. / Под ред. И.П. Копылова и Б.К. Клокова. М.: Энергоатомихдат, 1989. - 767с.

30. Электротехнический справочник: в 3 т. Т.1 / Под ред. В.Г. Герасимова. М.: Энергоатомиздат, 1985. 488с.

31. Лихачев B.JI. Электродвигатели асинхронные М.: Издательство «Солон», 2004. -303с.

32. Энергосберегающий асинхронный электропривод // Под ред. И.Я. Браславского М.: Издательство «ACADEMA», 2004. - 248с.

33. Паспорт турбогенератора ГСБ-1800-1500-УХЛ //

34. Чернобровов Н.В. Релейная защита М,: «Энергия», 1974. - 680с.

35. Басс Э.И., Дорогунцев В.Г. Релейная защита электроэнергетических систем М.: Издательство МЭИ, 2002. -296с.

36. Андрющенко А.И. О показателях эффективности эксплуатации промышленных паротурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика №2,2001, с.2-5.

37. Соколов Е.Я. О способах распределения расхода топлива на ТЭС // Теплоэнергетика №9,1992, с.55-59.

38. Пустовалов Ю.В. О нормативном методе распределения затрат на ТЭЦ и его обоснованиях // Электрические станции №8,1993, с.21-27.

39. Шицман С.Е. О приложимости эксергетического метода для анализа эффективности теплофикационных установок // Электрические станции №10,1994, с.37-43.

40. Денисов В.Е., Канцельсон Г.Г. О преимуществах эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ // Электрические станции № 11,1989, с.5-10.

41. Гладунцов А.И., Пустовалов Ю.В. По поводу эксергетического обоснования действующего способа распределения расхода топлива на ТЭЦ // Теплоэнергетика № 1, 1989, с. 52-53.

42. Денисов В.Е., Канцельсон Г.Г. Повышение эффективности теплофикации на базе эксергетического подхода // Теплоэнергетика №2,1989, с.61-63.

43. Горшков А.С. О недостатках эксергетического подхода к оценке работы ТЭЦ // Электрические станции №8,1990, с.57-61.

44. Горшков А.С. Непригодность эксергетического метода распределения расхода топлива на ТЭЦ // Теплоэнергетика № 2,1989, с. 60-61.

45. Попырин JI.C., Денисов В.И., Светлов К.С. О методах распределения затрат на ТЭЦ // Электрические станции № 11,1989, с.20-25.

46. Степанов B.C., Степанова Т.Б. Система показателей для оценки эффективности испсЬьзования энергии // Промышленная энергетика №1,2000, с.3-5.

47. Безлепкин В.П., Лапутько С.Д. Метод распределения сметной стоимости ТЭЦ между тепловой и электрической мощностью // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень №1 (34) 2004, с.32-37.

48. Безлепкин В.П. Универсальный метод распределения затрат топлива теплофикационными установками между тепловой и электрической энергией СПб.: издательство СПбГТУ, 2000. - 48с.

49. Качан А.Д., Яковлев В.Б. Справочное пособие по технико-экономическим основам ТЭС Минск: Высшая школа, 1982. - 318с.

50. Андрющенко А.И. О показателях эффективности промышленных паротурбинных ТЭЦ // Промышленная энергетика №2,2001.

51. Переходные процессы в электрических машинах и аппаратах и вопросы их проектирования / Под ред.проф. О.Д. Гольдберга М.: ГУП «Издательство «Высшая школа», 2001.-512с.

52. Проектирование электрических машин / Под ред. проф. О.Д. Гольдберга М.: ГУП «Издательство «Высшая школа», 2001. -430с.

53. Костенко М.П., Пиотровский JT.M. Электрические машины М. -JL: издательство «Энергия», 1965. - 704 с.

54. Важнов А.И. Электрические машины JI.: «Энергия», 1968. - 768с.

55. Пиотровский JI.M. Электрические машины М. - Л.: Государственное энергетическое издательство, 1949. - 528с.

56. Костенко М.П. Электрические машины М. - Д.: Государственное энергетическое издательство, 1944. - 815с.

57. Епифанов А.П. Электрические машины СПб.: Издательство «Лань», 2006. - 272с.

58. Копылов И.П. Электрические машины М.: ГУП «Издательство «Высшая школа», 2006.-607с.

59. Копылов И.П. Математическое моделирование электрических машин М.: ГУП «Издательство «Высшая школа», 2001. - 327с.

60. Токарев Л.Н. Синхронные генераторы. Теория и практика расчетов переходных процессов и статических характеристики СПб.: типография ООО «Береста», 2002. - 91с.

61. Фильц Р.В., Лябук Н.Н. Математическое моделирование явнополюсных синхронных машин-Львов: Свит, 1991.- 176с.

62. Теория статистики / Под ред. Р.А. Шмойловой М.: Финансы и статистика, 2005. -656с.

63. Шимко П.Д., Власов М.П. Статистика Ростов н/Д: Издательство «Феникс», 2003. -448с.

64. Трофимова Т.И. Курс физики М.: «Высшая школа», 1997. - 542с.

65. Аксенов М.И., Верес А.А., Лукаш Д.В., Онищенко Г.Б. Пути снижения расхода электроэнергии в районных котельных // Промышленная энергетика №5,1999, с.2-4.

66. Кутобаев В.Б. Преодоление кризиса коммунального теплоснабжения: энергосбережение или эффективное планирование // ЭНЕРГОНАДЗОРинформ 31, 2005, с.12-15.

67. Хлебалин Ю.М., Антропов Г.в., Николаев Ю.Е., Андреев Д.А. Выбор рациональных типоразмеров ГТУ при реконструкции котельных в малые ТЭЦ // Промышленная энергетика №4,1999, с.40-44.

68. Михайлов В.И., Фраер И.В. Проблемы участия ТЭЦ в рынках электрической и тепловой энергии // Энергетик №6,2003, с.34-35.

69. Грицына В.П. Развитие малой энергетики естественный путь выхода из наступившего кризиса энергетики // Промышленная энергетика №8,2001, с. 13-15.

70. Баринов В.А. Особенности управления электроэнергетикой стран мира в рыночных условиях // Энергетик № 6,2003, с.36-38.

71. Галуша А.Н. Перспективы динамики мирового топливно-энергетического баланса // Энергосбережение №3,2005, с.64-68.

72. Хечуев Ю.Д., Калашников Б.Е., Ольшевский В.И. Частотно-регулируемые электроприводы тягодутьевых и насосных механизмов котельных на базе преобразователей частоты AT корпорации «Триол» // Электротехника №5,2006, с.23-30.

73. Королев M.JL, Макеевич В.А., Суханов О.А., Шаров Ю.В. Оптимизация режимов электроэнергетических систем на основе моделирования //Электричество №3,2006, с.2-16.

74. Демирчян К.С., Демирчян К.К. Уравнения электромагнитного поля Максвелла и развитие физической науки // Электричество №1,2006, с.2-26.

75. Аверьянов В.К. Некоторые аспекты применения частотно-регулируемого электропривода в инженерных системах // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 1,1999, с.7-9.

76. Чистович С.А., Зобов И.Б. Состояние и перспективы внедрения частотно-регулируемых электроприводов на объектах городского хозяйства // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 1,1999, с.9-15.

77. Сербии Ю.В. Системный подход к применению технологии частотного регулирования нагнетателей на энергетических объектах городского хозяйства // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 1,1999, с.16-19.

78. Козлов М.А., Козлов А.С. Особенности организации процессов управления и регулирования технологических параметров в системах с частотно-регулируемыми электроприводами // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 1,1999, с.34-35.

79. Бугров В.П., Сербии Ю.В. Методика выполнения технико-экономического обоснования применения систем частотного регулирования на объектах городского хозяйства // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень № 1, 1999, с.23-25.

80. Черкасский В.М. Насосы, вентиляторы, компрессоры М.: Энергоатомиздат, 1984. -416с.

81. Карелин В.Я., Минаев А.В. Насосы и насосные станции М.: Стройиздат, 1986. -320с.

82. Карасев Б.В. Насосы и насосные станции Минск: Высшая школа, 1979. - 285с.

83. Карелин В.Я. Новодережкин Р.А. Насосные станции с центробежными насосами М.: Стройиздат, 1983. -204с.

84. Лобачев П.В. Насосы и насосные станции М.: Стройиздат, 1983. - 192с.

85. Бугров В.П. Параллельная работа регулируемого и нерегулируемого насосных агрегатов // Теплоэнергоэффективные технологии. Информационный бюллетень №2, 2002, с.35-38.

86. Выгодский М.Я. Справочник по высшей математике М.: Физматлит, 1995. -872с.

87. Зельдович Я.Б., Мышкис А.Д. Элементы прикладной математики М.: Издательство «Наука», 1967.-648с.

88. Пейч Л.И., Точилин Д.А., Поллак Б.П. LabVIEW для новичков и специалистов М.: Издательство «Горячая линия - Телеком», 2004. - 384с.

89. Токарев Л.Н., Шиу Н.В. Программы для моделирования электромеханических систем СПб.: -Издательско-полиграфический центр СПбГЭТУ (ЛЭТИ), 1999. - 152с.

90. Зарубин B.C. Математическое моделирование в технике М.: Издательство МГТУ им. Н.Э. Баумана, 2001.-496с.

91. Самарский А.А., Михайлов А.П. Математической моделирование: идеи, методы, примеры М.: Физматлит, 2001. - 320с.

92. Белуосенко И.В. Моделирование аварий при эксплуатации газотурбинных электростанций // Промышленная энергетика №5,1999, с.26-30.

93. Ершов М.С., Гуловатов С.А., Григорьев Г.Я. Моделирование электропотребления в системах промышленного электроснабжения // Промышленная энергетика №5, 1999, с.22-25.

94. Касаткин А.С. Электротехника М.: «Энергия», 1969. - 592с.

95. Клевцов А.В. Средства оптимизации потребления электроэнергии М.: СОЛОН-Пресс, 2004.-240с.

96. Чиликин М.Г. Общий курс электропривода М.: «Энергия», 1971. - 432с.

97. Ковчин С.А., Сабинин Ю.А. Теория электропривода СПб.: Энергоатомиздат, 2000. -496с.

98. Миллер Е.В. Основы теории электропривода М.: Росвузиздат, 1967. - 344с.

99. В.В. Москаленко Электрический привод М.: Высшая школа, 2000. - 368с.

100. Волков А.В. Потери мощности асинхронного двигателя в частотно-управляемых электроприводах с широтно-импульсной модуляцией // Электротехника №8,2002, с.2-4.

101. Волков А.В. Анализ электромагнитных процессов и регулирование асинхронных частотно-управляемых электроприводов с широтно-импульсной модуляцией // Электротехника №1,2002, с.2-10.

102. Хашимов А.А., Арипов Н.М. Исследования частотно-регулируемого асинхронного электропривода с реализацией способа управления по модулю тока статора двигателя // Электротехника №1,2002, с. 14-19.

103. Грачева Е.И., Саитбаталова Р.С., Определение расхода электроэнергии на основе математической модели // Промышленная энергетика №4,1999, с.24-26.

104. Богаченко Д.Д., Кудрявцев А.В., Ладыгин А.Н., Никольский А.А., Холин В.В., Чайка Д.В. Системы управления энергосберегающих электроприводов общепромышленных механизмов // Электротехника №5,2002, с.2-6.

105. Каталог обзорной продукции SEW-EURODRIVE СПб - 2006. - с.99.