автореферат диссертации по электротехнике, 05.09.03, диссертация на тему:Разработка методики выбора и рационального использования когенерационных систем в качестве источника электроэнергии на предприятии по технико-экономическим критериям

На правах рукописи

ХАРИТОНОВ Дмитрий Александрович

РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ ВЫБОРА И РАЦИОНАЛЬНОГО ИСПОЛЬЗОВАНИЯ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ СИСТЕМ В КАЧЕСТВЕ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПРЕДПРИЯТИИ ПО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКИМ КРИТЕРИЯМ

Специальность 05.09.03 - Электротехнические комплексы и системы

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

МОСКВА 2007

003057049

Работа выполнена в Московском энергетическом институте (ТУ) на кафедре «Электроснабжение промышленных предприятий».

Научный руководитель: кандидат технических наук, доцент

Матюнина Юлия Валерьевна

Официальные оппоненты: доктор технических наук, профессор

Егоров Андрей Валентинович

кандидат технических наук Зиборов Борис Николаевич

Ведущая организация: ГУП Институт «Моспромпроект»

Защита состоится «11» мая 2007 г. в аудитории М-611 в 12 часов на заседании диссертационного совета Д 212.157.02 при Московском энергетическом институте (техническом университете) по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, 13.

Отзывы на автореферат в двух экземплярах, заверенные печатью организации, просим направлять по адресу: 111250, Москва, ул. Красноказарменная, д. 14, Ученый Совет МЭИ (ТУ)

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке МЭИ (ТУ).

Автореферат разослан « Ю » Д 2007 г.

Ученый секретарь диссертационного совета кандидат технических наук, доцент / Цырук С. А.

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность проблемы. В настоящее время электроэнергетика России характеризуется значительным износом электростанций, сетей и подстанций. Уже сегодня есть регионы с дефицитом мощности, в которых рост электропотребления опережает возможности ввода в строй не только генерирующего, но и распределительного оборудования, позволяющего импортировать энергию из других регионов страны. Вместе с тем имеет место недогруженность основных генерирующих мощностей в ночное время и перегрузка их в дневные часы. Все это увеличивает вероятность аварийных перерывов электроснабжения потребителей или ограничений из-за дефицита мощности.

Для поддержания надежности электроснабжения потребителей и экономического роста страны в энергосистемах необходимо установить по различным оценкам до 20 ГВт установленной генерирующей мощности. Однако ввод в строй новой ТЭЦ на парогазовом цикле потребует от 4 до 6 лет, а АЭС - до 10 лет. Следует отметить, что усиление и реконструкция электрических сетей, строительство новых электростанций в большой степени финансируется потребителями через высокие тарифы на электроэнергию, плату за технологическое присоединение, а также за счет выполнения технических условий на присоединение.

Вместе с тем, для обеспечения первой или второй категории надежности потребитель в большинстве случаев обязан установить и поддерживать в готовности резервный источник электроснабжения. Таким образом, обеспечение надёжности электроснабжения фактически возложено на потребителя. Решением этой проблемы может стать создание на предприятиях собственных источников электрической и тепловой мощности, обладающих большим по сравнению с крупными станциями коэффициентом использования топлива (до 80-85 %), построенных на базе газопоршневых (ГПУ) или газотурбинных (ГТУ) установок. Помимо привлекательной цены за 1 кВт электрической мощности эти устройства имеют срок ввода в эксплуатацию от 2 месяцев до года.

При успешном разрешении вопросов с подключением мини-ТЭЦ параллельно энергосистеме и создании правовой базы для мелких производителей энергии собственные источники электроэнергии могут стать решением проблем не только самих потребителей, но и энергетики страны в целом. Поэтому актуальны вопросы рационального построения систем электроснабжения с включением в них мини-ТЭЦ, которые и рассмотрены в диссертационной работе. Требует оценки возможность применения когенерационных систем в качестве основного или вспомогательного источника электроэнергии, способы включения генераторов малой мощности в сеть предприятия. Необходим также анализ работы установок в различных режимах параллельной работы с сетью как в экономическом аспекте, так и с учетом надежности.

Цель работы и задачи исследования. Целью работы является разработка комплексной методики выбора и рационального использования когенерационных систем в качестве основного или вспомогательного источника энергии

на предприятиях при обеспечении необходимого уровня надежности электроснабжения.

Согласно поставленной цели, в работе решены следующие научные и практические задачи:

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.

• 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.

• 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 «Специнжэлек-тро», ООО «КСК ИНВЕСТ». Разработанные варианты интегрирования источника электроэнергии в систему электроснабжения использованы при разработке проекта реконструкции ТП 2x2500 кВ А 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.

Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, списка литературы и приложений. Объем работы составляет 144 страниц основного текста, включая 50 иллюстраций и 31 таблицу. Список литературы включает 110 наименований.

СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении обоснована актуальность темы диссертационной работы, сформулированы цель и основные задачи исследования, отражена научная новизна и практическая ценность, дана общая характеристика работы.

Первая глава посвящена обзору состояния российской энергетики. Обозначены настоящие и перспективные проблемы большой энергетики и описаны возможности интегрирования мини-ТЭЦ на базе газопоршневых и газотурбинных приводов. Применение подобных устройств в системах электроснабжения предприятий позволяет решить не только локальные проблемы надежности и снижения затрат на электроэнергию, но является одним из способов разрешения назревших в энергетике страны сложностей. Приведен опыт иностранных государств в области малой энергетики. Обозначены проблемы законодательства и нормативной базы в области развития генерирующих компаний малой мощности на региональных рынках электроэнергии.

В существующих условиях потребитель для обеспечения надежности электроснабжения и снижения платы за электроэнергию вынужден строить

собственные источники электроэнергии. Проведен анализ параллельного с сетью и автономного режимов работы такого источника, отражены основные проблемы, особенности и преимущества каждого из вариантов. Особое внимание следует уделять режиму параллельной работы с сетью, как наиболее сложному с точки зрения обеспечения чувствительности и селективности защит в системе энергосистемы. Сложность этого режима заключается в разнице токов КЗ от энергосистемы и генераторов, то есть РЗ, отстроенная от режима параллельной работы оказывается нечувствительной к токам КЗ от генераторов, работающих автономно. Отсюда необходимость применения средств защиты и автоматики, изменяющих уставки в зависимости от способа включения мини-ТЭЦ в систему электроснабжения.

Положительная сторона автономного режима работы - отсутствие получения и выполнения технических условий от энергосистемы, платы за технологическое присоединение и более низкая стоимость электроэнергии. Однако сокращается продолжительность использования номинальной мощности энергоагрегатов из-за жесткой зависимости мгновенной мощности генератора от графика электрической нагрузки.

Рассмотрены примеры включения генераторов малой мощности на параллельную работу с энергосистемой и описаны ограничения, накладываемые энергосистемой на способы включения мини-ТЭЦ. Описаны особенности релейной защиты и автоматики при параллельной работе от двух источников электроснабжения, а также сформулированы основные требования для параллельного с сетью и автономного режима работы генераторов, предъявляемые к двигателю и его системе управления.

На основании изложенного сформулированы цели и задачи исследования.

Во второй главе рассмотрены особенности строения, преимущества и недостатки когенерационных систем на базе газопоршневых, газотурбинных и парогазовых технологий производства тепловой и электрической энергии. Описаны возможности и ограничения, накладываемые на двигатель при его работе с генератором, в частности, влияние загрузки поршневого двигателя на его ресурс. Важно отметить, что при снижении загрузки двигателя, продолжительность его работы в этом режиме уменьшается. Так, для поршневых двигателей Caterpillar непрерывная работа двигателя до 1600 кВт без турбонаддува при загрузке менее 80 % может происходить не более 750 часов. Двигатели большей мощности способны работать более продолжительное время. Параметр загрузки двигателя является одним из самых важных факторов при выборе единичной мощности установки, так как от него будет зависеть не только КПД и удельный расход топлива, но и ресурс самого двигателя, что непосредственно сказывается на надежности электроснабжения.

Отражены зависимости КПД поршневого и турбинного двигателей от условий окружающей среды и загрузки. Выявлено, что характеристики ГПУ менее зависимы от температуры окружающего воздуха, высоты над уровнем моря. Дан сравнительный анализ поршневого и турбинного двигателей, определивший целесообразность применения ГПУ в интервале мощностей от десятков

кВт до 4 МВт (рис. 1, 2). При этом минимум капитальных затрат и стоимости электроэнергии наблюдается у установок мощностью 1600-2000 кВт. При единичной мощности установки более 9 МВт перспективен газотурбинный двигатель.

200 -,---1-1-1

0 12 3 4 5 6

Е&иничная мощность агрегата, МВт

Рис. 1. Удельная стоимость поршневой и турбинной установок

30 40 50 60 70 80 90 100 Нагрузка, %

Рис. 2. Удельный расход топлива поршневой и турбинной установками

Третья глава посвящена разработке типового ряда ГПУ, методике формирования основного и вспомогательного источника электроэнергии на базе ГПУ, а также анализу надежности установки и определению зависимостей надежности от различных факторов.

Номенклатура выпускаемого в настоящее время парка генераторов с приводом от газопоршневого двигателя внутреннего сгорания представляет собой пеструю картину из десятков производителей и огромного мощностного ряда

агрегатов. Каждое из этих устройств оригинально и требует скрупулезного анализа всех характеристик, возможностей и ограничений, заложенных в конструкцию любого сложного технологического изделия.

На основе данных заводов-изготовителей была сформирована база данных, включающая название установки, ее номинальную мощность, марку и мощность приводного двигателя, марку и мощность генератора, расход топлива при разных уровнях загрузки, количество единовременно используемого масла и других характеристик. Из этой базы выделен ряд основных типоразмеров ГПУ, обладающих схожими характеристиками (табл. 1).

Таблица 1

Группы генераторов по типовой мощности

Мощность, кВт Коэффициент готовности КПД, % Расход газа при 100% загрузке, м3/кВтч Стоимость 1 кВт, руб. Стоимость 1кВтч при загрузке, руб

50% 75% 100%

350 0,9739 36,3 0,281 28980 0,461 0,430 0,412

500 0,9763 36,8 0,285 33910 0,440 0,423 0,408

750 0.9754 37,2 0,268 23180 0,459 0,427 0,412

1000 0,9741 38,6 0,283 22150 0,450 0,425 0,408

1150 0,9730 | 39,9 0,282 19700 0,448 0,423 0,405

1600 0,9733 40,9 0,264 19500 0,408 0,389 0,383

2000 0,9699 40,0 0,256 20665 0,401 0.384 0,374

2300 0,9659 39,2 0,254 19650 0,523 0,508 0,495

3000 0.9651 41,2 0,255 23565 0,533 0,507 0,495

По заводским данным произведен расчет стоимости электроэнергии в зависимости от загрузки двигателя. Расчет производился исходя из стоимости газа 1,5 рубля за 1 м3 и стоимости масла 20 рублей за 1 кг. При расчете учитывался не только расход масла на угар, составляющий для всех установок нормированную величину 0,3 гр/кВтч, но и необходимость замены масла каждые 750 часов работы установки (объем масла при полной замене масла брался по средней величине). Утилизация тепловой энергии не учитывалась. Также построены зависимости расхода газа (по данным работы двигателей, приведенным к температуре окружающей среды +25 °С, давлении 96,28 кПа и топливе, имеющем низшую теплотворную способность 35,6 МДж/м3 при температуре 0°С и абсолютном давлении 101,60 кПа) от загрузки генератора (рис. 3)

Нелинейное изменение КПД в зависимости от изменения мощности двигателя объясняется тем, что большинство производителей используют один и тот же двигатель для генераторов различной мощности и тем, что соотношение механической мощности двигателя к мощности генератора при изменении мощности генератора меняется. Предложенный типозой ряд ГПУ охватывает большую часть представленных на рынке установок различных производителей и представляет собой инструмент для предварительной оценки инвестиций в собственный источник ЭЭ и надежности СЭС при использовании ГПУ.

Рис. 3. Зависимость расхода газа от загрузки двигателя.

Одним из основных показателей работы установок является их надежность, численно выраженная в коэффициенте готовности и вероятности безотказной работы. Согласно ГОСТ 27.002-89 коэффициент готовности — вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени, кроме планируемых периодов, в течение которых применение объекта по назначению не предусматривается. Этот параметр имеет зависимость от времени наработки. Кг находится по времени пребывания ПТУ в состояниях технического обслуживания и восстановления по отношению к времени нахождения в работоспособном состоянии при определённом уровне технической готовности. Интервалы времени нахождения ГПУ в различных состояниях вычисляются путём решения системы уравнений Колмогорова, составленных для шести основных состояний (рис. 4): 81 - работоспособное состояние установки; 82 - состояние скрытого отказа; 83 - состояние восстановления после отказа; 84 - состояние планового ТО; 85 — состояние планового аварийно-восстановительного ремонта; 86 - состояние внепланового аварийно-восстановительного ремонта.

Рис. 4. Структура состояний установки

Основной причиной выхода из строя оборудования (за исключением заводского брака) является несоблюдение периодичности технического обслуживания (ТО) узлов ГПУ. 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 рис. 5 представлены примеры зависимости изменения коэффициента готовности установок от реального времени ТО при различном времени восстановления установки.

1,0000 0,9000 0,8000 0,7000 0,6000 4 0,5000 0,4000 0,3000 0,2000 0,1000 0 0000

О 200 400 600 800 1000 1200 Продолжительность ТО,ч

Рис. 5 Зависимость коэффициента готовности от продолжительности ТО в течение года для времени наработки на отказ 40000 часов для различного времени

восстановления ГПУ

Становится очевидным, что соблюдение регламента ТО является определяющим в надежности ГПУ. Совокупность кривых, построенных для различных значений наработки на отказ и времен восстановления, представляет собой инструмент для нахождения Кг системы из нескольких ГПУ и являет собой унифицированную информацию для разработки и планирования ТО на мини-ТЭЦ.

Решение о выборе единичной мощности ГПУ производится на основе анализа графика нагрузки (суточного и годового) каждой секции шин потребителя. Поскольку мощность на обеих секциях меняется независимо и в сумме составляет полную нагрузку предприятия, то и выбор единичной мощности агрегата должен быть сделан на основании режима энергопотребления обеих секций. Суточные графики электрической нагрузки дают представление о характере изменения мощности, и определяют решение вопроса о динамической устойчивости генераторов

Каждый из рассматриваемых вариантов ГПУ характеризуется своими стоимостными и надежностными показателями. Для определения эффективности использования того или иного вида источника электроснабжения необходимо выработать общий критерий относительной оценки, позволяющей провести исследование и сопоставление надежностных и стоимостных характеристик рассматриваемых источников.

Основным принципом формирования источника электрической энергии на предприятии будет обеспечение минимума капитальных затрат на строительство и эксплуатационных издержек. При этом обязательным условием будет надежность электроснабжения, задаваемая в зависимости от состава электроприемников и их соотношения в общей нагрузке.

Все предприятия различны по электропотреблению и составу основных электроприемников, и, соответственно структуре источника электропитания, Вследствие чего затрудняется определение вероятности безотказной работы в обычном его понятии, как отношение числа отказавших изделий п за время t к общему числу эксплуатируемых Щ. В этих условиях оценка безотказной работы оборудования по классическим методам теории вероятностей не дает желаемых результатов. Поэтому в условиях эксплуатации для ремонтируемых изделий при определении показателей их надежности переходят от определения вероятности безотказной работы к определению других усредненных показателей, таких как наработка на отказ, коэффициент готовности, ресурс и других. Так как для оценки этих показателей необходим значительный промежуток времени, недоступный на практике, необходимо иметь дифференцированную оценку надежности ГПУ, отражающую влияние различных факторов. Для этого введем необходимую продолжительность работы установки с вероятностью безотказной работы, равной единице, и надежность мини-ТЭЦ будем рассматривать исходя из свойств установок, закладываемых производителями и из статистической оценки работы подобных установок в других СЭС. При этом учитываются зависимости коэффициента готовности от регламента ТО (рис. 5).

Основная задача оптимизации параметров электростанции - это выбор такой комплектации электроагрегатов, которая обеспечит минимальные перерывы и ущерб от перерывов в электроснабжении промышленного объекта и максимальную живучесть технологического процесса в экстремальных ситуациях. Для этого пользуются общей формулой агрегаточасов:

п п

ТК ■ Па = Тра6 ■ Прав + Тре, ' "ре, + XТр,„ ' П рш ' Пс

1 1

где Тк - время необходимой работы электростанции, определяемое технологическим процессом и ущербом от перерыва питания; пст - число агрегатов, установленных на электростанции; пРАБ - число агрегатов, постоянно находящихся в работе, для обеспечения нагрузки с учетом ненагруженного резерва; при - число агрегатов, постоянно находящихся в резерве и обеспечивающих покрытие краткосрочных максимумов нагрузки или вводимых в кратчайшие сроки взамен

агрегатов, выходящих в ремонт (профилактический либо аварийный); ТРШ - календарное время, необходимое на профилактические ремонты одного агрегата в год в соответствии с техническими условиями на поставку электроагрегатов; пРШ - число агрегатов, выходящих в профилактические ремонты в текущем году; Та- календарное время (среднестатистическое), необходимое для внеплановых (аварийных) ремонтов электроагрегатов данного типа; п„— число агрегатов (среднестатистическое), на которых могут произойти аварийные отказы, приводящие к выходу агрегата во внеплановый ремонт.

Выбрав тип ПТУ по табл. 1, можно определить его фактическую надежность; зная данные по необходимым профилактическим осмотрам, ремонтам по техническим условиям на поставку и, располагая статистикой отказов электроагрегатов данного типа или аналогичных, можно рассчитать количество необходимых электроагрегатов по выражению (1) для электростанции из условий, что надежность обеспечения электроэнергией объекта будет равна заданной техническим заданием. Величина ненагруженного резерва определяется составом и соотношением мощности электроприемников первой категории надежности к общей нагрузке.

Для обеспечения надежности электроснабжения ответственных потребителей необходимо иметь 100% резервирование, то есть в работе постоянно должно находится такое количество ГПУ, которое обеспечит питание этих потребителей при исчезновении или ограничении мощности одной из секций. Таким образом, система ЭС на базе ГПУ должна иметь в своем составе мощность ненагруженного резерва, равную по значению суммарной мощности всех электроприемников первой категории надежности. В случае, если мини-ТЭЦ рассматривается в качестве источника питания нагрузок второй или третьей категории, то целесообразность горячего резервирования, как и количество агрегатов, находящихся в холодном резерве или плановом/аварийном простое определяется исходя из величины ущерба от простоя оборудования, вызванного неплановым отключением нагрузки.

При работе генераторов в параллель с сетью в качестве вспомогательного источника, количество и мощность единичной ГПУ определяется исходя из минимизации затрат на сооружение мини-ТЭЦ и технико-экономического расчета, учитывающего штрафные санкции энергосистемы при выходе из строя одного из генераторов.

С учетом принятых допущений количество одновременно работающих электроагрегатов электростанций собственных нужд определится по формуле:

Рт,а>. = X П'р11й ' Р'пСЯ! • , (2)

р

где: максимальная нагрузка электростанции, кВт; Р'Иои- номинальная

тг

мощность ¡-го электроагрегата, кВт; 3 - коэффициент загрузки электроагрегатов.

Одним из способов регулирования платы за электроэнергию можно считать установку газопоршневых генераторов для регулирования электропотреб-

ления в часы максимума энергосистемы. В основу этого метода заложено ограничение нагрузки потребителя со стороны энергосистемы за счет выработки электроэнергии собственными источниками. Совместная работа ГПУ мини-ТЭЦ совместно с энергосистемой возможна по следующим сценариям. Это режим срезания пика, нагружение «по уровню» и «нулевой экспорт - нулевой импорт». Концепция срезания пика для заказчика состоит в том, что он имеет достаточно возможностей генерировать собственную электроэнергию, чтобы срезать пик своего энергопотребления либо полностью покрывать потребность в электроэнергии. Это освобождает энергоснабжаюшую организацию от дополнительных обязательств. Режим нагружения «по уровню» - работа генераторов на постоянную нагрузку. Когда потребление электроэнергии превышает возможности генератора, энергия импортируется от энергоснабжающей организации. Если нагружение по уровню превышает внутреннее потребление электроэнергии, излишек энергии в некоторых случаях может быть экспортирован предприятию электроснабжения. Режим «нулевой экспорт - нулевой импорт» оставляет предприятие подключенным к энергосистеме, однако потребность в мощности полностью покрывается за счет ГПУ предприятия.

Зачастую работа в параллель с энергосистемой накладывает дополнительные финансовые обязательства на предприятие, а именно - необходимость реконструкции узла электросети, от которого предприятие берет энергию. Поэтому режимы нагружения «по уровню» и «нулевой экспорт - нулевой импорт» не всегда подходят для реализации. Однако в этом случае можно использовать вариант срезания пика при условии работы предприятия в период пиковой и полупиковой зон энергосистемы полностью за счет собственных источников. Энергосистема для предприятия будет в этом случае выступать в качестве горячего резерва, а надежность работы ГПУ не будет зависеть от внешних факторов, таких как КЗ в узле питания предприятия. Единственным ограничением использования такого режима будет необходимость организации двухуровневой системы РЗиА на период синхронизации и переключения нагрузки между энергосистемой и ГПУ.

При использовании оптимального для конкретного предприятия тарифа на электроэнергию (рис. 6), зависящего от коэффициента максимума нагрузки предприятия, можно определить целесообразность включения собственного источника, которая также будет зависеть от Км. Пример соотношения суточной стоимости электроэнергии для различных вариантов построения источника электроэнергии представлен в табл. 2.

■',■'3';;'."':,tj 7-„f.',i/vr„.v; г-йрифа для

и Qafíjcras очнь-й • Диф(Ьереииирс1огиный ДвуКС!

Pi-ic.fi. Диаграмма зон оптимального тарифа для предприятия при питании но сетй среднего напряжения (юны актуальны дли г, Москвы).

Таблица 2.

(¿»отношение суточной стоимост и электроэнергии в различных режимах работы при использовании генераторов 4x2 i Ой кВт для максимальной мощности предприятия Ч Мб';-

I Г — ~

Ni вариант,!

Деля .;'! | | электро- | нотрей- ¡ :' ЛС!:'.'.Ч h i Км

рСЖИМв . cpejaníís пика

I Стоимости злектруэкергии м cvtkvt, pv6.

Г —у-

i

4-

Прн

Í ■ i

; только от знер- !

; При работе При работе ¡ от

i Соотношение стоимости 3')

генера- ;

1 ! и режиме о г гсксра- i торов в ре- .

г 1 г I чгшыя пик? к'

зания ПИК8 .

гьсистем!.: i торов ■ жйме срс- , ,

г ■ paooie от ге-¡ чэння Iihhs i

Г г 0,21 iffl 2472IS í (0352; 1:21105 j 1,17

¡ 2 0.23 1,08 240665 1 4Ü492 ¡14554 | 1,16

I... . 3 _L Й® ...... 1,15 234222 ! 93622 108П2 [ I,Í5

4 0.25 1 ">1 227724 ¡ SSS% 101615 ■ 1.15

! 5 0.27 i, 29 22 í US 83374 95009 1 I.K

6 0,29 1,38 214565 78075 88458 ' 1,13

7 0J1 1.4Ю 208013 72660 81906 1,13

"" 8 0,33 1,61 201460 67129 75355 1,12

i -t. . 0,36 1Л5 194908 61480 68804 1,12

КаА" видно из табл. 2, стоимость электроэнергии при гигант/ от системы превышает стоимость при любом из вариантов использования ГПУ более чем а 2 pa sa. Таким образом, преимущество использования ГПУ не только в качестве дополнительного источника питания для увеличения надежности ЭС. но и как средства экономии платы за электроэнергию, неоспоримо. Режим срезания пика интересен eme тем, что ГПУ работают только в часы максимума энергосистемы, то есть в Зимнее время - 6 ч., в летнее --4 ч. Таким образом, износ основного оборудована^ идет в среднем в 5 раз медленнее, чем при постоянной загруз-

ке, что влечет за собой снижение количества аварий, так как износ влияет на коэффициент готовности ГПУ, то есть на вероятность безотказной работы. Из этого следует вывод о целесообразности применения ГПУ именно в режиме срезания пика.

Четвертая глава посвящена технико-экономическому обоснованию использования ГПУ в качестве постоянного или вспомогательного источника энергоснабжения для ЗАО «ИНТЕГРАЛ-РП». 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 2-х секций ГПП 110/10 кВ по двум кабельным линиям. 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 - не менее 16 МВтч; максимальная мощность в зимний период — 3100 кВт, в летний - 2900 кВт; минимальная мощность в зимний период - 650 кВт, в летний - 690 кВт.

Расчет надежности системы электроснабжения показал в настоящий момент коэффициент готовности на уровне 0,99989, что в принципе согласуется с требованиями надежности предприятия. Однако существенная плата за электроэнергию вынуждают рассматривать установку ГПУ как способ снижения затрат на электроэнергию.

Рассмотрены 2 варианта построения собственного источника ЭС: первый - создание автономного источника из шести установок по 1120 кВт, второй -создание вспомогательного источника, работающего в режиме срезания пиковой нагрузки как в параллель с энергосистемой, так и независимо от нее.

Подключение генераторов выполнено к РУ-10 кВ, что обеспечивает меньшие значения токов КЗ (по сравнению с подключением к РУ-0,4 кВ) как в автономном, так и в параллельном с сетью режиме.

Особенностью системы электроснабжения является то, что трансформаторы сухого типа выбраны исходя из нормального рабочего режима нагрузки, и в случае пропадания питания на одной из секций не способны нести нагрузку послеаварийного режима целиком. Поэтому на ГРЩ-0,4 кВ предусмотрена автоматическая система разгрузки, отключающая неприоритетную нагрузку на время восстановления нормального режима. В случае отключения защитой одного из генераторов или возникновения аварийной ситуации оставшиеся в работе должны быть способны выдерживать набросы и сбросы нагрузки.

Перечисленные условия влияют на выбор единичной мощности ГПУ и число агрегатов, находящихся в резерве. В случае выхода из строя одного из генераторов любой секции, второй генератор, оставшийся в работе обеспечивает непрерывность электропитания потребителей. График нагрузки представляет собой две площадки: одна - период рабочей смены, характеризующийся боль-

шим электропотреблением, вторая - ночной период, при котором нагрузка составляет величину в 3 раза меньшую, чем в смену. Как было отмечено ранее, одним из условий выбора количества и единичной мощности ПТУ является минимальная нагрузка на приводной двигатель - она должна быть не менее 25 % от номинальной. Поэтому для первого варианта бьши выбраны ГПУ мощностью 1120 кВт. В период минимального потребления работают две установки с загрузкой порядка 50%, а в период максимального потребления включаются еще две установки.

Второй вариант с установками 2x1618 кВт работает в режиме срезания пика, то есть покрывает потребности в электроэнергии в период рабочей смены. Составляющая стоимости электроэнергии от системы рассчитывается по дифференцированному по времени суток тарифу, так как пик электропотребления предприятия, совпадающий с пиковой и полупиковой зоной энергосистемы будет полностью обеспечиваться за счет собственного источника. Стоимость электроэнергии для обоих вариантов без учета расходных материалов и стоимости ТО приведена в табл. 3 (учтен отвод тепла к потребителям).

Таблица 3

Стоимость электроэнергии, тыс. руб , для различных вариантов электроснабжения

Вариант Январь Февраль Март Апрель Май Июнь

От сети 1542,3 1440,7 1553,2 1566,6 1511,6 1577,8

6x1120 кВт 231,2 230,7 251,7 257,8 324,6 370,9

2x1618 кВт 581,3 532,2 571,6 573,6 564,6 597,1

Вариант Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь

От сети 1538.9 1616,1 1560,3 1668,76 1594,9 1622,2

6x1120 кВт 367,4 396,8 380,5 288,0 269,6 266,8

2x1618 кВт 583,5 610,6 584,8 584,6 563,6 579,7

Как видно из табл. 3, стоимость электроэнергии в варианте автономного питания установками 6x1120 кВт существенно ниже, чем в варианте комбинированного источника с установками 2x1618 кВт. Однако на срок окупаемости оборудования оказывает влияние и стоимость технического обслуживания вкупе с затратами на расходные материалы. В течение года ГПУ первого и второго вариантов изнашиваются по-разному. Если во втором варианте 2x1618 кВт установки работают не более 12 часов в сутки, то в первом 2 установки должны работать постоянно, а еще 2 подключаются по мере прохождения максимума электропотребления предприятия. Оставшиеся 2 ГПУ находятся в холодном резерве.

Вследствие большей продолжительности работы ГПУ первого варианта их относительный износ и стоимость ТО будут больше, чем для установки из второго варианта (табл. 4 и 5).

Таблица 4

Параметры наработки и стоимости ТО для одной установки 1120 кВт доя первого варианта источника питания потребителей

Параметры Год

1 ^ 2 3 4 5

Среднее время работы за год, ч 4052 3965 3802 4052 3965

Затраты на ТО, тыс. рублей 876,2 918,5 1047,4 918,5 876,2

Наработка за год, час 4030 3940 3770 4030 3940

Таблица 5

Параметры наработки и стоимости ТО для одной установки 1618 кВт для второго варианта источника питания потребителей

Параметры Год

1 2 3 4 5

Среднее время работы за год. ч 3070 3070 3070 3070 3070

Затраты на ТО, тыс. рублей 643,38 740,51 773,06 740,51 643,38

Наработка за год, час 3070 3070 3070 | 3070 3070

При разработке схем как вспомогательного, так и основного источника электроэнергии, необходимо было руководствоваться требованием категорий-ности потребителей. Для обеспечения надежности питания всех потребителей было принято решение о разделении электроприемников по принадлежности к категории. Все ответственные электроприемники подключены к выделенным шинам 0,4 кВ, которые объединены АВР. Оба варианта собственного источника электроэнергии построены по одному и тому же принципу, а именно, в случае дефицита генерирующей мощности необходимо отключение части нагрузок секций 1 и 2 по принципу приоритетности, либо полного отключения 1 и 2 секций от источника питания.

При построении независимого от сети источника питания учитывались особенности режимов работы предприятия в различное время суток. В ночное время потребление не так велико, и для обеспечения всех электроприемников достаточно двух работающих генераторов, загрузка которых составляет 45-50 %, то есть в случае выхода из строя или аварийного отключения одной из ГПУ, вторая способна нести нагрузку всего предприятии. Для восстановления питания от двух независимых источников необходимо либо включение отключившегося генератора, либо включение резервного, находящегося на этой же секции, для этого генератор включается без нагрузки, синхронизируется с генераторами другой секции и подключается к секции с потребителями при одновременном отключении питания от соседней секции. Включение второстепенных нагрузок осуществляется последовательно. При пиковом электропотреблении питание осуществляется от 4 генераторов. Поэтому при выходе из строя или отключении одной ГПУ оставшиеся три не в состоянии нести всю нагрузку. В этом случае происходит принудительное отключение секции с электроприемниками 2 и 3 категории надежности. Если на аварийной секции имеется резерв-

ный генератор, то он включается на аварийную секцию, предварительно синхронизировавши«, с работающим генератором аварийной секции. После этого включается нагрузка 1-й секции. Отключение нагрузок 2 и 3 категории осуществляется согласно последовательности, определенной значимостью того или иного потребителя.

Второй вариант построения собственного источника электроэнергии более прост с точки зрения эксплуатации и иерархии схемы включения мини-ТЭЦ. В ночной период все потребители получают электроэнергию от сети, а ГПУ выполняют функцию резервных источников питания. Контроль за состоянием вводов, запуск приводного двигателя и включение генератора реализованы в схеме АВР.

Наиболее привлекательным для потребителя с точки зрения возврата вложенных средств оказывается второй вариант источника электроэнергии, то есть вариант со срезанием пика электропотребления. Другой положительной стороной для потребителя является меньший объем денежных средств, необходимых для реализации проекта. Вариант построения собственного источника электроэнергии оказывается менее привлекательным не только из-за больших капитальных затрат, но и как следствие, больших сроков окупаемости. Средний износ генерирующих мощностей 1-го варианта больше, чем во втором (43-46% против 35%), что влечет за собой увеличение затрат на обслуживание. Однако полностью независимый источник электроэнергии имеет меньшую по сравнению с вариантом комбинированного источника стоимость энергии, и, как следствие, более высокую прибыль от использования первичных энергоресурсов.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Доказана целесообразность применения когенераторных установок на промышленных предприятиях в качестве основного или вспомогательного источника электроэнергии, что позволяет повысить надежность электроснабжения и улучшить экономические показатели предприятия.

2. Определены интервалы экономически и технически оправданной единичной мощности различных источников электроэнергии (газопоршневых, газотурбинных, парогазовых). Доказано, что при единичной мощности установки до 3000 кВт лучшими экономическими показателями обладают газопоршневые установки, причем минимум стоимости установленной мощности и стоимости электроэнергии наблюдается в интервале 1600-2000 кВт.

3. Предложен ряд типовых электрических мощностей газопоршневых установок, получены их основные экономические и надежностные показатели, необходимые для разработки оптимального по экономическим параметрам источника электроэнергии и для оценки его надежности.

4. Разработана методика выбора числа и единичной мощности установок для создания независимого и вспомогательного источника электроэнергии.

5. На основании модели ГПУ получены зависимости коэффициента готовности от продолжительности ТО и времени восстановления установки, по-

зволяющие оценить надежность как отдельной ГПУ, так и системы электроснабжения с включенными в нее ГПУ.

6. Проведено технико-экономическое сравнение вариантов собственного источника электроэнергии (независимый, вспомогательный, в режиме срезания пика) для ряда мощностей собственных источников и различных графиков электрической нагрузки; выявлены преимущества режима срезания пика.

7. На примере создания источника электроэнергии на действующем предприятии по производству продуктов питания проведена оценка надежности различных вариантов электроснабжения.

8. Разработаны схемные решения для включения генераторов малой мощности в систему электроснабжения предприятия и алгоритмы управления электрической нагрузкой предприятия.

Основное содержание работы отражено в следующих публикациях:

1. Харитонов Д. А. Система тарифов на электроэнергию для промышленных предприятий // Девятая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. Т. 2. - М.: МЭИ, 2003. - С. 253.

2. Харитонов Д. А. Оптимизация затрат на электроэнергию с помощью выбора системы тарифов // Десятая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. Т. 2. - М.: МЭИ, 2004. - С. 307-308.

3. Харитонов Д.А. Сравнительный анализ электрических генераторов малой мощности, используемых в качестве независимого источника энергоснабжения предприятия // Электрификация металлургических предприятий Сибири. - Томск: Изд-во Томск, гос. ун-та, 2005. - С. 184-186.

4. Харитонов Д. А. Влияние электрической нагрузки потребителя на тип собственного источника электрической энергии // Двенадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. Т. 2. - М.: МЭИ, 2006. - С. 374-375.

5. Харитонов Д.А. Влияние электрической нагрузки потребителя на тип собственного источника электрической энергии // Электроэнергия: от получения и распределения до эффективности использования: Материалы Всероссийской научно-технической конференции. - Томск: Изд-во ТПУ, 2006. - С. 157158.

6. Матюнина Ю.В., Харитонов Д.А. Использование газопоршневых установок при регулировании нагрузки предприятия // Вестник МЭИ. - 2007. - № 2. - С. 111-113.

7. Харитонов Д.А. Сравнительный анализ надежности систем электроснабжения на базе независимых источников // Тринадцатая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Т. 2. - М.: МЭИ, 2007. - С. 395-396.

Подписано в печать ¡¡,04,01 зак. Тир. !С'0 П.л. (кИ~ Полиграфический центр МЭИ (ТУ) Красноказарменная ул., д. 13

ВВЕДЕНИЕ.

1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННОГО ПАРКА ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ.

1.1 Анализ перспектив развития крупной энергетики в России.

1.2 Обоснование использования когенерационных систем малой мощности в качестве источников тепловой и электрической энергии на предприятиях.

1.3 Анализ параллельного и автономного режима работы источника электроэнергии малой мощности и энергосистемы.

1.4 Цели и задачи исследования.

2. ОСОБЕННОСТИ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК И КРИТЕРИИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ.

2.1 Особенности работы газопоршневых установок. Конструкция и технические ограничения.

2.2 Особенности работы газотурбинных установок. Конструкция и технические ограничения.

2.3 Особенности работы парогазовых установок. Конструкция и технические ограничения.

2.4 Сравнительный анализ преимуществ и недостатков разных типов установок.

2.5 Выводы по главе.

3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГАЗОПОРШНЕВЫХ УСТАНОВОК. ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ГПУ НА ПАРАМЕТРЫ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРЕДПРИЯТИЯ.

3.1 Анализ характеристик и определение типовых мощностей ГПУ.

3.2 Анализ влияния эксплуатационных характеристик на коэффициент готовности установок различной мощности.

3.3 Определение состава мини-ТЭЦ при её работе в качестве основного и вспомогательного источника питания.

3.4 Оценка использования ГПУ в режиме «срезания пика» и в режиме постоянной загрузки по экономическим и надежностным характеристикам.

3.5 Выводы по главе.

4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГПУ НА ПРЕДПРИЯТИИ ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ С СЕТЬЮ, СХЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ.

4.1. Описание предприятия. Существующая схема электроснабжения. Графики нагрузки и состав потребителей.

4.2. Оценка надежности внешней системы электроснабжения существующей схемы.

4.3. Экономическое обоснование использования вариантов схемного включения ГПУ в электрическую сеть предприятия.

4.4. Сравнение надежности источников питания с учетом ГПУ.

4.5. Разработка алгоритмов работы собственного источника электроэнергии в зависимости от назначения ГПУ.

4.6. Выводы по главе.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ.

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», ООО «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.

РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. Доказана целесообразность применения когенераторных установок на промышленных предприятиях в качестве основного или вспомогательного источника электроэнергии, что позволяет повысить надежность электроснабжения и улучшить экономические показатели предприятия.

2. Определены интервалы экономически и технически оправданной единичной мощности различных источников электроэнергии (газопоршневых, газотурбинных, парогазовых). Доказано, что при единичной мощности установки до 3000 кВт лучшими экономическими показателями обладают газопоршневые установки, причем минимум стоимости установленной мощности и стоимости электроэнергии наблюдается в интервале 1600-2000 кВт.

3. Предложен ряд типовых электрических мощностей газопоршневых установок, получены их основные экономические и надежностные показатели, необходимые для разработки оптимального по экономическим параметрам источника электроэнергии и для оценки его надежности.

4. Разработана методика выбора числа и единичной мощности установок для создания независимого и вспомогательного источника электроэнергии.

5. На основании модели ГПУ получены зависимости коэффициента готовности от продолжительности ТО и времени восстановления установки, позволяющие оценить надежность как отдельной ГПУ, так и системы электроснабжения с включенными в нее ГПУ.

6. Проведено технико-экономическое сравнение вариантов собственного источника электроэнергии (независимый, вспомогательный, в режиме срезания пика) для ряда мощностей собственных источников и различных графиков электрической нагрузки; выявлены преимущества режима срезания пика.

7. На примере создания источника электроэнергии на действующем предприятии по производству продуктов питания проведена оценка надежности различных вариантов электроснабжения.

8. Разработаны схемные решения для включения генераторов малой мощности в систему электроснабжения предприятия и алгоритмы управления электрической нагрузкой предприятия.

1. ГОСТ 27.001-95. Основные положения. -М.: Изд-во стандартов, 1997

2. ГОСТ 27.002-89 Надежность в технике. Основные понятия. Термины и определения. -М.: Изд-во стандартов, 1991

3. ГОСТ 27.003-90. Состав и общие правила задания требований по надежности. -М.: Изд-во стандартов, 1992

4. ГОСТ 13109-97. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения. -М.: Изд-во стандартов, 1999

5. Правила технической эксплуатации дизельных электростанций (ПТЭД) / Министерство топлива и энергетики РФ -М., 1993

6. Правила устройства электроустановок (ПУЭ). -М., 2003.

7. Приказ Министерства топлива и энергетики РФ «Об утверждении Методики определения и установления величины технологической и аварийной брони электроснабжения потребителей электрической энергии» от 4 августа 1999 года N 262

8. Приказ ФСТ от 15 февраля 2005 г. №22-э/5 «Об утверждении методических указаний по определению размера платы за технологическое присоединение а электрическим сетям.»

9. Приказ Минэнерго РФ от 19 июня 2003 г. № 229 «Правила технической эксплуатации электрических станций и сетей Российской Федерации».

10. РД 51-015 86 23-07-95 «Применение электростанций собственных нужд нового поколения с поршневым и газотурбинным приводом» от 01-03-1997.

11. Lescoeur, J.B. Calland. Tariffs and load managment: the French experience. Electricite de Frace. IEEE Transactions on Power Systems, Vol. PWRS-2, No.2, May 1987

12. Power Value, Vol.2, No.4, July/August 1998 , USA, Ventura, CA. The Small Turbine Marketplace.

13. The European Educational Tool on Cogeneration. 2001. Декабрь.

14. Аксенов IO. П. Практические результаты обработки экспертной системы для многопараметрической диагностики силовых трансформаторов. / www.transform.ru

15. Актуальность производства средств малой энергетики и мотивы его осуществления. // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2004. -№ 8.

16. Анализ предложений по реформированию электроэнергетики. // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2006. -№ 9.

17. Батенин В.М., Масленников В.М. О некоторых нетрадиционных подходах к разработке стратегии развития энергетики России. // Теплоэнергетика. -2000. -№ 10. -С. 5-13.

18. Башмаков И. Месть проигнорированного приоритета «Энергетической стратегии России». // Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2006. -№ 9

19. Боровков В.М., Бородина О.А. Развитие малой энергетики как элемент стратегической программы и энергосберегающей политики России. // Известия Академии Наук. -2006.

20. Буров В.Д. Газотурбинные и газопоршневые энергетические установки малой мощности // Горный журнал. -2004, специальный выпуск. -С. 87-89, 133.

21. Бушуев В.В., Громов Б.И., Доброхотов В.И., Пряхин В.В., Мильман О.О., Федоров В.А. Научно-технические и организационно-экономические проблемы внедрения энергосберегающих технологий. Теплоэнергетика. -1997г. -№11. -С.8-15;

22. Вагапов Г.В., Кузнецов А.В. Исследование надежности элементов систем электроснабжения. КГЭУ.

23. Вагин Г. Я. К вопросу о повышении надежности систем электроснабжения промышленных предприятий. // Промышленная энергетика. 2006. - № 3

24. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Головкин Н. Н., Солнцев Е. Б., Мамонов А. М. Технические и экономические критерии выбора мощности мини-ТЭЦ на промышленных предприятиях (часть 1) // Промышленная энергетика. 2006. - № 4

25. Вагин Г. Я., Лоскутов А. Б., Головкин Н. Н., Солнцев Е. Б., Мамонов А. М. Технические и экономические критерии выбора мощности мини-ТЭЦ на промышленных предприятиях (часть 2) // Промышленная энергетика. 2006. - № 5

26. Вертинский В.П. Установки когенерации в Европе и Российской Федерации (ТОО ВНИИпромгаз) Научно технический сборник «Проблемы энергосбережения в газовой промышленности», М, ООО «ИРЦ Газпром». -1999. -№ 1-2.

27. Вершинский В. П. Какой привод выбрать. //Турбины и дизели. -2006. -№ 1.

28. Веселов Ф. В. Проблемы развития генерирующих мощностей в условиях реформирования электроэнергетики/ Проблемы и методы исследования роли ТЭК в экономике. Под ред. Д. В. Шапота. М, Энергоатомиздат, 2001, с. 117-132

29. Веселов Ф. В. Инвестиции в электроэнергетике: проблемы и перспективы. / Энергия: экономика, техника, экология. 2003, №6

30. Гречко О.Н., Ушакова М.В. (ОАО "НИИПТ"), Идиатуллов P.M., Курбатова А.Ф. (МЭС Северо-Запада). Повреждаемость и практика отбраковки в эксплуатации маслонаполненных трансформаторных вводов 110-750 кВ. Новое в Российской электроэнергетике. 2002. №9

31. Громыко Ю.В. Сценарии развития энергетики как локомотива промышленной революции в России. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2006. № 9

32. Гук Ю. Б. Анализ надежности электроэнергетических систем. Ленинград, Энергоатомиздат, 1988

33. Гельман М. Реформа РАО «ЕЭС» вынуждает предприятия строить собственные электростанции. // Промышленные ведомости. -2005. №11

34. Гельман М. Как в РАО «ЕЭС» собирают дань с потребителей. // Промышленные ведомости. -2006. №5.

35. Глубоков Е. Малая энергетика на территории Краснодарского края. Энергорынок. -2006. №1(26)

36. Губич А. Применение газотурбинных двигателей малой мощности в энергетике //Газотурбинные технологии. 2001, № 6. С. 3031.

37. Денисов В.И. Тарифы на электроэнергию, дифференцированные по зонам суток: методы расчета и оценки эффекта их применения на потребительском рынке. Новое в Российской электроэнергетике. -2002. №9

38. Дикий Н.А. Парогазовая технология производства электрической и тепловой энергии. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2003. № 4.

39. Дмитриевский А.Н. Фундамент новых технологий нефтеперерабатывающей промышленности. Вестник РАН, 1997, т. 67, № 10, с. 893-912.

40. Дьяков А.Ф. Энергетика России и мира в 21-м веке. Энергетик, 2000, № 11, с. 2 - 9.

41. Дьяков А.Ф. Электроэнергетика основа стабилизации и подъема экономики России. - Энергетическая политика, 1997, № 1, с. 35-39.

42. Ершов М. С., Егоров А. В., Трифонов А. А., Рудина Е. И. Некоторые вопросы устойчивости промышленных электротехнических систем с генераторами собственных нужд. // Промышленная энергетика. 2006. -№ 8.

43. Жарков С. В. Эффективность газовых ТЭЦ. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2006. № 9.

44. Железко Ю.С. Присоединение потребителей к электрическим сетям общего назначения и договорные условия в части качества электроэнергии/ЯТромышленная энергетика. 2003. -№ 6.

45. Замоторин Р. В. Малые тепловые электростанции поршневые или турбинные. Энергетика и промышленность России. 2000.

46. Зорин В.В., Тисленко В.В., Клеппель Ф., Адлер Г. Надежность систем электроснабжения /Киев:Высшая школа, 1984.

47. Игнатов И. Слагаемые эффективности. Жилищно-комунальный комплекс Урала. -2005

48. Информационные материалы об опыте разработки энергетической политики и энергосберегающих мероприятий в странах мира, в частности на законодательном уровне. Электронный журнал энергосервисной компании «Экологические системы». -2006. № 9

49. Карпюк А. По тарифам и инвестиции // Промышленные ведомости. -2001. №5-6.

50. Каталог газотурбинного оборудования //Газотурбинные технологии. 2005.

51. Кирюхин В.И., Новиков И.И., Кружилин Г.Н. Атом чреват . сверхприбылью. -Поиск, 1996, № 23 (369).

52. Ковалев А.П., Сердюк Л.И. Метод расчета надежности сложных схем систем электроснабжения с учетом восстановления элементов.-Электричество, 1985,№ 10.

53. Козлов Б.А., Ушаков И.А. Справочник по расчету надежности аппаратуры радиоэлектроники и автоматики. -М.: Советское радио, 1975.- 472 с.

54. Константинов Б.А., Лосев Э.А. Логико-аналитический метод расчета надежности восстанавливаемых систем электроснабжения.-Электричество, 1971 ,№2.

55. Кудрявый В.В. Теплофикация в новых экономических условиях. -ТЭК, 2000, №2, с. 54-55.

56. Кудрявый В. В. Германия реформирует энергетику по уму // Промышленные ведомости. -2001. №7-8.

57. Кузовкин А. Энергореформа в России: конкуренция вместо надежности. // Промышленные ведомости. -2005. №6.

58. Лезнов А.С. Энергосбережение в ОАО "Газпром". -Энергосбережение и проблемы энергетики Западного Урала, 2000, № 3(6), с. 31.

59. Леонтьев А.И., Доброхотов А.И., Новожилов И.А., Мильман О.О., Федоров В.А. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии.- Теплоэнергетика, 1999, № 4, с. 2-6.

60. Леонтьев А.И., Доброхотов В.И., Новожилов И.А., Мильман О.О., Федоров В.А. Энергосберегающие и нетрадиционные технологии производства электроэнергии. Теплоэнергетика, 1998г., №4, с.2-6;

61. Макаров А. А., Волкова Е. А., Веселов Ф. В., Макарова А. С. Перспективы развития российской электроэнергетики//ТЭК, №1, 2002, с. 74-77.

62. Макаров А. А. Мировая энергетика и Евразийское энергетическое пространство. М., "Атомэнергоиздат", 1998.

63. Материалы сайта дилера компании Caterpillar в России. www.catstore.ru

64. Мильман О.О. Технико-экономические показатели миниэлектростанций с противодавленческими турбинами. Теплоэнергетика, 2000г., № 1

65. Мини-ТЭЦ реальный путь решения проблем энергообеспечения промышленных предприятий и объектов ЖКХ. Петербург. Новые возможности для инвестиций. Экспо-новости. - 2006. №3 (7)

66. Михайлов В.В. Тарифы и режимы электропотребления. М.: Энергоатомиздат, 1986. 216 с.

67. Молотова А. Энергосбережение в системе ЖКХ как комплексная стратегия. Строительство и городское хозяйство Сибири. -2005. №10.

68. Непомнящий В. А. Учет надежности при проектировании энергосистем. М. Энергия, 1978

69. Новожилов И.А., Пряхин В.В., Федоров В.А. Конверсия производства ОАО "Калужский турбинный завод" и пути внедрения энергосберегающих технологий выработки электроэнергии. Энергетик, 1995г., №5, с.21-23;

70. О мерах по совершенствованию топливной политики в электроэнергетике на период до 2015 г. Основные положения. М.: РАО "ЕЭС России", 20.03.2000 г.

71. Орлов В. С., Папков Б. В., Ершов Е. П., Копалов Л. Н. Анализ электропотребления и тарифов для бытовых потребителей // Промышленная энергетика. 1997. № 6. С. 8 -10.

72. Папков Б. В. Управление электропотреблением фактор повышения эффективности энергосистемы. /НГТУ. Нижний Новгород, 1995.36 с.

73. Пшеничников С., Сумской И. Физический износ основного энергетического оборудования ТЭС Рейтинг ДЗО РАО "ЕЭС России". Энергорынок. -2005. №12.

74. Рябинин И.А. Основы теории и расчета надежности судовых электроэнергетических систем.-2-е изд.Л.:Судостороение, 1971

75. Ремезов В.В. О работе ОАО "Газпром" в области энергосбережения. ТЭК, 200, № 1, с. 78-79.

76. Салихов А.А., Фаткулин P.M., Абрахманов P.P., Щаулов В.Ю. Развитие мини-ТЭЦ с применением газопоршневых двигателей в Республике Башкортостан //Новости теплоснабжения. 2003, № 11.

77. Семенов В.А. Оптовые рынки энергии за рубежом. Аналитический обзор. М.: ЭНАС, 1998.

78. Смирнов Э.П. Влияние профилактического контроля на результирующую надежность релейной защиты. Электричество, 1965,№4.

79. Справочник по проектированию электроснабжения / Под. ред. В. И. Круповича, Ю. Г. Барыбина. М.: Энергоатомиздат, 1990.

80. Стратегия развития атомной энергетики России в первой половине XXI века. М.: Минатом РФ, 2000 г.

81. Троицкий А. А. Программа ARES завершен первый этап. -Турбины и дизели. - 2006. № 2.

82. Фабрикант В.П. О применении теории надежности к оценке устройств релейной защиты. -Электричество, 1965,№4.

83. Фаворский О.Н. Ситуация в электроэнергетике. ТЭК, 2000, № 2, с. 41-42.

84. Федеральная целевая программа "Энергосбережение России". М.: 1998 г.

85. Федоров В.А., Смирнов В.М., Аксенов В.П. Технико-экономическая эффективность противодавленческих турбогенераторов на промышленно-отопительных котельных. Энергетическая эффективность, 2000г;

86. Федоров В.А., Смирнов В.М. Опыт разработки, строительства и ввода в эксплуатацию малых электростанций. Теплоэнергетика, 2000г., №1.

87. Филатов И. Повреждаемость основного оборудования подстанций и воздушных линий на напряжение 220-750 кВ. «Рынок Электротехники». -2006. № 2.

88. Фишман В. С. Влияние генерирующей мощности мини-ТЭЦ на формирование структуры и оптимизацию режимов работы системы электроснабжения промышленного предприятия, www.cogeneration.ru

89. Фишман В. С. Быть или не быть собственному источнику электроснабжения на предприятии// Новости электротехники. 2003. -№ 4(22). - С. 82-85.

90. Фишман В. С. Построение систем РЗиА при наличии собственных источников электроэнергии у потребителей// Новости Электротехники. 2002-2003. - № 6(18)-1(19). - С. 34-37.

91. Фишман В. С. Штрихи к российскому опыту реструктуризации электроэнергетики// Новости Электротехники. 2004. - № 4(28).

92. Харитонов Д. А. Система тарифов на электроэнергию для промышленных предприятий // Девятая Международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика». Тез. докл. Т. 2. М.: МЭИ, 2003. - С. 253.

93. Матюнина Ю.В., Харитонов Д.А. Использование газопоршневых установок при регулировании нагрузки предприятия // Вестник МЭИ. -2007.-№2.-С. 111-113.

94. Хлебников В. Оценка возможностей будущих оптовых генерирующих компаний на рынке электроэнергии // Промышленные ведомости. -2003. №7-8.

95. Шалин А.И. Об эффективности новых устройств РЗА. Энергетика и промышленность России. -2006. №1.

96. Шидловский А. К., Вагин Г. Я., Куренный Э. Г. Расчеты электрических нагрузок систем электроснабжения промышленных предприятий. М.: Энергоатомиздат, 1992.

97. Щаулов В.Ю. Об опыте внедрения и эксплуатации газопоршневых мини-ТЭЦ //Материалы Конференции «Малые и средние ТЭЦ. Современные решения» 7-9 сентября 2005 г. НП "Российское теплоснабжение"

98. Электроснабжение промышленных предприятий. Нормы технологического проектирования /ВНИПИ ТПЭП. М., 1994.

99. Эндрени Дж. Моделирование при расчетах надежности в электроэнергетических системах: Пер.с англ./Под ред. Ю.Н.Руденко. — М.: Энергоатомиздат, 1983.

100. Энергосбережение. Нормативно-методическое обеспечение. Основные положения ГОСТ Р 51387-99

101. Яновский А.Б., Мастепанов A.M., Марфутов J1.A. и др. О реализации государственной стратегии экономической безопасности России в ТЭК. ТЭК, 2000, № 1, с. 12-18