Рухлов / Энергосбережение

лизуется (взаимокомпенсируется), благодаря переходу к единому для шахты и ТЭЦ замкнутому технологическому циклу.

ЛЕКЦИЯ 5 КОМБИНИРОВАННОЕ ПРОИЗВОДСТВО ЭНЕРГИИ

Двигатели внутреннего сгорания

Распространена схема выработки энергии с применением газового двигателя, который приводит во вращение электрический генератор, а тепло уходящих газов и водяного охлаждения двигателя используется для обеспечения тепловых нагрузок. Такие двигатели выпускаются десятками фирм в различных странах мира. Мощность их составляет от десятков до тысяч киловатт, коэффициент полезного действия при мощности в диапазоне 260…3000 кВт по электричеству достигает порядка 35…40%, по теплу – 47…53 %, общий – около 85…91%. В Украине газовые двигатели выпускает ОАО «Первомайскди-

зельмаш», из зарубежных – фирмы “ELTECO”, “JENBACHER”, “DEUTZ”, “Wjartsila”, “Sparc”, “TEDOM” и др.

В большинстве конструкций двигателей в настоящее время применяют турбонаддув, когда смесь топлива и воздуха вводится в цилиндры при давлении в несколько бар. Для этой цели используется небольшой турбонагнетатель, который работает на выхлопных газах. По сравнению с обычными двигатели с турбонаддувом обладают повышенным КПД и меньшими капитальными затратами на киловатт установленной мощности.

До недавнего времени срок службы двигателя внутреннего сгорания составлял порядка 10 лет (80000 часов), однако переход на природный газ и конструкцию, разработанную специально под когенерацию, позволил заявить ведущим фирмам о ресурсе в 200000 часов (25 лет при 8000 часах работы двигателя в год).

Двигатели внутреннего сгорания могут работать на жидких (легкие и средние сорта топливной нефти) и газообразных видах топлива. Для двигателей на газообразном топливе имеет место относительно низкое давление (0,1 бар), поэтому не требуется дополнительно повышать давление газа. Исключением из указанного правила являются:

•крупные двигатели с турбонаддувом, где газ подается с выхода турбонагревателя при давлении около 3 бар;

•некоторые двигатели, допускающие работу с двумя видами топлива. Газ в этом случае подается при повышенном давлении, что требует дорогостоящей установки для его сжатия и соответственно увеличения капитальных и эксплуатационных затрат.

Двигатели, работающие на природном газе, требуют меньших затрат на обслуживание по сравнению с двигателями, работающими на топливной нефти. Дизели большой мощности, модифицированные на основе конструкций морских двигателей, могут также работать на тяжелом нефтяном топливе (мазуте).

21

Двигатели внутреннего сгорания работают при неизменной частоте вращения (обычно она составляет от 1000 до 1500 об/мин.) с целью обеспечения постоянства частоты тока генерируемой электрической энергии. Поскольку потери трения зависят от частоты вращения двигателя, то они остаются постоянными и КПД генерирования электрической энергии снижается.

Газовые турбины

Большинство газовых турбин (ГТ) для генерирования электроэнергии выполнено на основе конструкций транспортных двигателей, что предопределило их высокую надежность и небольшие габариты. В последние годы рядом ведущих фирм были сконструированы турбины специально для когенерации (например, Volvo Aero). Их характеристики наиболее приемлемы для работы в составе КГУ.

На рис.7 изображена газовая турбина, которая состоит из трех основных компонентов: компрессора, камеры сгорания и расширительной турбины. Компрессор сжимает входной воздух, что вызывает повышение его температуры. Затем этот воздух подается в камеру сгорания вместе с горючим, далее горячие газы при температуре около 1000°С выводятся из ГТ через расширительную турбину, вал которой соединен с компрессором и с электрическим генератором. Конечная температура уходящих газов при выходе из ГТ – 400…600°С. Примерно 65% вырабатываемой энергии используется для привода компрессора.

Газовые турбины выпускаются мощностью от 200 кВт до 200 МВт; при мощности ниже 1 МВт КПД оказывается низким, а ГТ – относительно дорогостоящей. Особенно высокую стоимость имеют ГТ с мощностью порядка нескольких десятков кВт (около 1000 EUR за 1 кВт установленной мощности).

Газовые турбины могут работать как на газообразном виде топлива, так и некотором жидком. Более крупные турбины могут также работать на среднем нефтяном топливе, а в некоторых случаях – и на тяжелом (мазуте). При использовании более тяжелых нефтяных видов топлива возрастает объем технического обслуживания из-за загрязнения лопаток турбины золой, несгоревшими углеводородами и следами металлов.

Срок службы газовой турбины зависит от рабочего режима, качества топлива, чистоты воздуха в камере сгорания и обычно составляет 15 – 20 лет, а для турбин, созданных специально для КГУ, – до 30 лет.

Для газовой турбины характерно три потенциальных источника теплоты: выхлопные газы, система охлаждения масла, потери с поверхности. Практически рекуперируется только тепло выхлопных газов, для чего применяется ко- тел-утилизатор.

Как и двигатель внутреннего сгорания, газовая турбина соединена с электрическим генератором и работает при постоянной частоте вращения. Поэтому нагрузка регулируется при помощи изменения подачи топлива, а поскольку потери при трении постоянны, то электрический КПД с уменьшением подачи топлива снижается. При работе газовой турбины с неполной нагрузкой снижение КПД более значительно, чем у двигателя внутреннего сгорания. К примеру, для

22

газовой турбины с номинальной электрической мощностью 5 МВт КПД при номинальной нагрузке составляет 0,29, а при нагрузке, равной 30% от номинальной, – 0,17, т.е. снижается на 41%, в то время как у ДВС – только на 19%.

Высокая надежность таких турбин предопределяет минимальное количество часов простоя за год. Подобные установки способны работать непрерывно в течение 8000 и более часов.

Паровые турбины

Для системы с паровой турбиной (см. рис.8) пар вырабатывается в отдельном котле, где температура 200…500°С, давление 10…60 бар. Затем этот пар проходит через паровую турбину, которая механически связана с генератором переменного тока. Существующие паровые турбины имеют мощность от 100 кВт до 500 МВт и более. Более мощные турбины применяются в электроэнергетике на КЭС. Поскольку топливо сжигают в отдельном котле, то для выработки пара можно применять любое топливо, в том числе отработавшие газы, полученные при любом высокотемпературном процессе.

Системы с паровой турбиной имеют сравнительно низкий КПД выработки электрической энергии, поэтому с целью экономичности в них используют низкосортное первичное топливо, например, уголь или отходы.

Важный показатель паровых турбин – давление отработавшего пара. Для получения максимального КПД при генерировании электроэнергии отработав-

ший пар должен иметь минимально возможные давление и температуру.

Существует определенное соотношение между давлением пара на входе и выходе, при котором достигается максимум выработки электроэнергии. Понижение давления пара на входе турбины и повышение его на выходе хотя и приводит к некоторому снижению выработки электроэнергии, однако позволяет сократить капитальные затраты на строительство котла, системы трубопроводов и паровой турбины.

Применяются также конденсационные турбины с промежуточными отбо-

рами (см. рис.9), где только часть пара с выхода турбины используется для технологических целей, остальной же пар расширяется до низкого давления (0,05 бар) и поступает в конденсатор. Такая конструкция турбины обеспечивает большую гибкость, однако капитальные затраты более высокие по сравнению с паровой турбиной с противодавлением.

Эффективным может оказаться применение технологической схемы энергетической установки с комбинированным циклом, когда открытый цикл газовой турбины и закрытый цикл паровой турбины объединены.

За счет комбинирования газо и паротурбинного процессов образуется парогазовая установка (ПГУ), где достигаются как высокие температуры на входе (1200°С), так и низкие на выходе (25°С). При этом горячие отработавшие газы газовой турбины с температурой около 600°С направляются в котелутилизатор. Здесь остаточная тепловая энергия горячих газов применяется для выработки пара для паровой турбины. Благодаря обоим тепловым перепадам (с

23

1200 до 600°С и с 600 до 25°С) коэффициент полезного действия достигает 60 % (см. рис.10).

Самое низкое соотношение между вырабатываемой теплотой и электрической мощностью достигается в ДВС (вследствие присущей им высокой эффективности генерирования электрической энергии). Для ГТ это соотношение составляет примерно 2:1, но как и для ДВС выработка теплоты может быть увеличена с помощью дополнительного сжигания топлива в потоке отходящего газа. В ГТ можно достичь более высоких соотношений, если использовать выхлопные газы для получения горячей воды, а не пара. Паровые турбины имеют самое высокое отношение теплоты к электрической мощности (минимальное значение составляет 3:1).

При выборе мощности и других параметров техники генерирования энергии необходимо учитывать область рационального использования соответствующего оборудования. К примеру, газовая турбина может применяться для создания установок мощностью от нескольких кВт до 100 МВт. Комбинированный цикл с конденсационной турбиной с равными отборами мощности рационален в пределах от 10 МВт до 100, а с паровой турбиной с противодавлением – от 2,5 МВт до 50. Мощность газового двигателя, как правило, не должна превышать 10 МВт, а дизельного – 20.

Для некоторых предприятий рациональным может оказаться вариант применения газового двигателя, работающего, например, на шахтном метане в комбинации с паровой турбиной (с противодавлением или конденсационной с отбором) в зависимости от потребностей в тепловой и электрической энергии. В качестве топлива для варианта с паровой турбиной с противодавлением дополнительно используется уголь. Такие “гибридные” технологии могут существенно расширить область их применения.

ЛЕКЦИЯ 6 ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ И ОБЩАЯ ОЦЕНКА

ЭКОНОМИИ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Электросбережение – один из основных источников энергии, так как затраты на мероприятия по экономии электроэнергии меньше, чем на расширение электростанций для ее производства.

При анализе электропотребления принято выделять производительный и непроизводительный расход электроэнергии.

В электроснабжении для характеристики эффективности передачи или преобразования электроэнергии оперируют понятием потерь электроэнергии, причем, выделяют коммерческую и техническую (технологическую) составляющие (далее внимание уделяется только технической составляющей потерь электроэнергии).

Экономить электроэнергию можно в элементах системы электроснабжения (за счет снижения технических потерь) и непосредственно, уменьшая расход, в процессе преобразования ее в другие виды энергии в электропотреб-

24

ляющем оборудовании (электроприемниках), связанном с технологическими установками, механизмами, аппаратами и агрегатами.

Потери электроэнергии в хорошо обустроенных сетях электроснабжения, как правило, не превышают 10%, редко 15, и реально снизить их можно не более чем на 5…7%. В то же время расход электроэнергии в электропотребляющем оборудовании, например, конвейерных установок, можно уменьшить в

1,5…2 раза.

Общий расход электроэнергии предприятием – это важная характеристика, но она не отображает эффективность ее использования. Таким показателем

является удельный расход электроэнергии (например, кВт ч/т). Для контроля фактического уровня использования электроэнергии применяют нормализованные удельные расходы, т. е., удельные расходы на выпуск продукции, которые рассчитаны с учетом проведения на установках энергосберегающих мероприятий. Стандарт устанавливает классификацию и состав нормализованных удельных расходов электроэнергии, а также основные методы определения норм удельного расхода электроэнергии по технологическим и хозяйственным объектам горной промышленности.

Удельный расход электроэнергии – это информативный показатель для предприятия, которое работает устойчиво и его производительность соответствует технологическому паспорту производства. Значения нормализованных удельных расходов в этом случае совпадают или близки к фактическим значениям удельных расходов электроэнергии. При отклонении производительности или других технологических характеристик от паспортных значения фактических удельных расходов электроэнергии не будут соответствовать нормализованным. Несоответствие фактических удельных расходов электроэнергии нормализованным фиксируется при обследовании электропотребления предприятия, учитывается при составлении электробаланса и отражается в бизнес – плане в виде соответствующих мероприятий по устранению причин нерационального использования электроэнергии.

Заметно снизить удельный расход электроэнергии на предприятии можно при комплексном подходе к электросбережению. С этой точки зрения наиболее эффективными считаются следующие направления:

•интенсификация существующего производства с целью повышения производительности основных процессов и установок;

•разработка и внедрение в производство новых эффективных технических и технологических решений, направленных на снижение потребления и потерь электрической энергии в элементах системы электроснабжения (трансформаторах, линиях, реакторах и др.).

Увеличение производительности (загрузки) рабочей машины до номинальной уменьшает долю непроизводительного расхода электроэнергии, что, собственно, и ассоциируется с экономией электроэнергии в некотором отрезке времени, характеризуемым её среднечасовой величиной.

Мгновенная и часовая производительность оборудования совпадают в том случае, когда машина работает непрерывно с постоянной нагрузкой. При

25

непрерывной работе, но с переменной нагрузкой производительность оборудования на расчетном интервале принято характеризовать среднечасовым значением.

Часовая производительность машины (агрегата) с непрерывным режимом работы зависит от загруженности оборудования (приводного электродвигателя), которую принято характеризовать коэффициентом загрузки

где PСЧ, PНОМ – соответственно, среднечасовая (потребляемая) и номинальная мощности электродвигателя. Мощность двигателя при работе под нагрузкой определяется по показаниям приборов (счетчиков, амперметров и вольтметров), включенных в цепь статора двигателя, или аналитически по специальной методике.

Суть методики в следующем: потребляемая электродвигателем из сети активная мощность, кВт,

где I, U – фактические значения тока, А, и напряжения, В, по результатам замеров; cos φ – фактический коэффициент мощности электродвигателя, зависящий от его загрузки.

Для использования зависимости (26) требуется знать cosφ. Его определить в условиях эксплуатации трудоемко, так как с изменением нагрузки на валу двигателя изменяется ток статора и cosφ. Кроме того, ток холостого хода зависит от типа двигателя. В асинхронных двигателях общего назначения он составляет 20…30% номинального.

Между током статора I и нагрузкой на валу двигателя нет пропорциональности. С точностью, достаточной для инженерных расчетов, фактическая нагрузка на валу двигателя P и потребляемая из сети активная мощность PС могут быть определены по обобщенным зависимостям (рис.12).

Для этого необходимы каталожные данные: номинальная мощность PНОМ; номинальный IНОМ и ток холостого хода IХХ.

Порядок расчета искомых параметров следующий:

по току статора определяется отношение IХХ IНОМ ;

на рис.12 выбирается кривая, соответствующая значению IХХ IНОМ ;

определяется отношение P/PНОМ, равное KЗ;

вычисляется фактическая мощность на валу P = КЗ PНОМ;

находится потребляемая из сети активная мощность PС = P/ηД.

Здесь ηД – КПД двигателя (рис.13), который соответствует найденному коэффициенту загрузки KЗ.

Расчетный период T, за который проводится анализ работы установок, включает время работы машины tМ и время перерывов и простоев оборудования, поэтому его характеризуют средней производительностью. Разными при этом будут коэффициенты использования технологического оборудования и приводного двигателя по времени. Так, коэффициент использования машины по времени

26

где tМ, tХ – соответственно время работы машины под нагрузкой и при ХХ. Для определения сэкономленной электроэнергии пользуются коэффициен-

том изменения ее расхода, соотнесенного к выбранной единице времени (мин, ч, сут и т.п.):

где W – фактическое значение расхода электроэнергии, кВт ч, за фиксируемый промежуток времени при KЗ < 1,0 и Kt < 1,0; W0 – расход электроэнергии при KЗ

= 1,0 и Kt = 1,0.

Зависит KW от коэффициентов загрузки KЗ и использования рабочей машины во времени Kt (рис.14).

Стоимость сэкономленной за год электроэнергии (как валового дохода)

где С0W – стоимость 1 кВт ч электроэнергии; ∆WГi – экономия электроэнергии за год, кВт ч.

Функция CWKГti f (KЗi ) носит гиперболический характер, т. е., при уменьше-

нии KЗ она быстро растет, а при его увеличении спадает с такой же скоростью. Затраты на эксплуатацию систем управления и привода с учетом автоматизации режима электропотребления определяются как произведение удельных

затрат Зеi на стоимость сэкономленной энергии, соответствующей значениям КЗ и Кt. Затраты Зеi определяются как доля от годовой экономии. Доля, в процентах, приведена в табл.5, где она меняется в зависимости от KЗ.

Указанные затраты можно получить из опыта эксплуатации. При отсутствии таких данных рекомендуется использовать удельные затраты из табл.5 и зависимость (30).

Функция Пi дифференцируема и имеет максимум. Однако максимальная прибыль (Пi = max) не единственный критерий, по которому принимается окончательное решение. Приемлемыми должны быть единовременные затраты ЗК, которые на момент принятия решения обычно неизвестны, и срок окупаемости. Чтобы сделать задачу более определенной, определяют единовременные

затраты для ряда реалистичных сроков окупаемости tОКi = {1,2,3,…n} и прибыль Пi, т. е., находят ряд окупаемых (оптимальных) вложений ЗКОПТi = Пi tОКi .

Затраты ЗКОПТ необходимы для проведения тендера с организациями– исполнителями, претендующими на выполнение работ по совершенствованию

27

технологических процессов или составление бизнес-плана с целью получения инвестиций.

Анализ графиков (см. рис.14 и 15) показывает, что существенную экономию электроэнергии получают при увеличении загрузки приводов рабочих машин до значений 0,7…0,8. Далее эффективность этого способа снижается. Если загрузка существующего электродвигателя рабочей машины мала и увеличить ее из-за технологических ограничений нельзя, то рассматривается вариант замены электродвигателя на менее мощный. При этом ожидается, что такая замена приведет к уменьшению потерь электроэнергии в сети и к снижению непроизводительного расхода электроэнергии в самом двигателе.

Проверка целесообразности замены двигателя выполняется по следующему неравенству:

(32)

где η1 , η2 – КПД сравниваемых электродвигателей, о. е.; tg φ1 , tg φ2 – тангенсы

углов, соответствующие значениям коэффициента мощности сos φ1 и сos φ2; KЭ

– экономический эквивалент реактивной мощности, кВт/квар.

Электроприемники ряда машин (подъемные установки, транспортные системы и др.) – цикличного действия и в технологической паузе обычно работают вхолостую. Технологическая пауза обусловлена, к примеру, погрузочноразгрузочными операциями. Такой режим работы электродвигателей является экономически нецелесообразным, так как приводит к непроизводительному потреблению активной электроэнергии W = PХХ tХ, где PХХ – мощность холостого хода. И хотя при этом общая нагрузка снижается, однако электрическая сеть остается загруженной в основном реактивной мощностью QХХ ≈ 0,65QНОМ, где QНОМ = (PНОМ tg φН ) / ηН – реактивная мощность электродвигателя при номинальной нагрузке. При выполнении ориентировочных расчетов реактивная мощность холостого хода у асинхронных электродвигателей при-

нимается по соотношению QХХ ≈ 0,4 PНОМ.

Уменьшить непроизводительный расход и потери электроэнергии в установках и машинах, работающих длительное время без нагрузки, возможно с помощью ограничителей холостого хода.

Применение ограничителей холостого хода на токоприемниках рабочих машин, имеющих межоперационное время холостого хода tХ = 10 с и более, как правило, приводит к экономии электроэнергии. Эффективность от использования ограничителей холостого хода можно определить по диаграмме, приведенной на рис.16.

Для этого необходимо знать:

•среднюю мощность холостого хода PХХ , которая определяется как сумма механической мощности холостого хода системы электропривода и потери мощности в стали электродвигателя;

•номинальную мощность электродвигателя PД.НОМ;

•продолжительность холостого хода (межоперационного времени) tХ;

28

•число циклов работы nЦ в час.

По указанным данным определяют параметры диаграммы:

а затем по ним находят показатель эффективности ε , с помощью которого рассчитывается часовая экономия электроэнергии, кВт ч:

Однако не для всех рабочих машин подобное решение экономически оправданно. Так, для определенного типа технологического оборудования и электроприводов количество пусков до капитального ремонта оборудования ограничено, что отмечается в руководствах по эксплуатации. Например, для отдельных типов турбокомпрессоров допустимое количество пусков составляет не более 500. Для сравнения в примере 5.3 при применении ограничителя количе-

ство пусков nПУСКС в сутки составит 360, что для турбокомпрессора недопус-

тимо.

Поэтому задача о полезности применения ограничителей холостого хода должна решаться на основе сопоставления расхода электроэнергии на холостой ход с расходом энергии на пуск, а также с учетом допустимого количества пусков рассматриваемого электропривода.

В общем случае целесообразность отключения приводного двигателя определяется по критическому времени TКР пребывания технологической установки в рассматриваемых режимах. Это время иногда называют критическим временем остановки (отключения) двигателя. Определение TКР заключается в нахождении потерь энергии для сравниваемых режимов.

Потери энергии при пуске остановленного двигателя

где PC – мощность, потребляемая из сети; tВС – время восстановления технологического процесса.

Потери энергии в случае, когда на период паузы приводной двигатель не отключается:

где PХХ – мощность холостого хода; TО – продолжительность останова. Совместное решение уравнений (34) и (35) позволяет установить продол-

жительность критического времени останова:

Анализ кривых на рис.17 показывает, что если длительность перерыва технологического процесса не превышает TКР, то двигатель отключать не следует, если длительность простоя больше TКР, то приводной двигатель установки целесообразно отключать.

29

Кроме рассмотренных способов энергосбережения (увеличения загрузки оборудования и сокращения времени холостого хода) повысить уровень исполь-

зования электроэнергии установками различного класса можно за счет увеличения коэффициента полезного действия элементов, преобразующих энергию, и согласования режимов работы оборудования, входящего в производственные комплексы и подсистемы конкретного производства или предприятия.

ЛЕКЦИЯ 7 ЭКОНОМИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ

Насосные установки

Электроэнергия насосной установкой наиболее рационально используется при соответствии паспортных параметров насоса характеристике сети. Для выполнения этого условия необходимо, чтобы при выборе типа и подачи насосов для работы на заданный трубопровод точка пересечения индивидуальной характеристики насоса и характеристики трубопровода лежала в зоне максимального КПД (рис.19).

Потери напора в трубопроводе существенно влияют на энергетические показатели водоотливной установки. Наиболее эффективный способ их уменьшения – увеличение сечения труб по всей длине или на отдельных участках.

Потеря напора в трубопроводе, м:

– на прямом участке

– для местных сопротивлений

= 0,083ξQ2

h , (38) d 4

где λТР – коэффициент трения воды о стенки труб (для шахтной воды λТР = 0,03); L – длина участка трубопровода, м; Q – количество пропускаемой воды, м3/с; d – диаметр трубопровода, м; ξ – коэффициент местного сопротивления: задвижки – 0,5; закругленного на 90° колена – 0,3; обратного клапана – 5,0.

При реконструкции разность потерь напора, м, на каждом участке трубопровода определяется при помощи формул (37) и (38):

∆h = h1 −h2 ,

где h1, h2 – потери напора на участке ТП до и после его реконструкции, м.

Тогда суммарное снижение потерь напора, м:

где ∆h1, ∆h2,…, ∆hn – снижение потерь напора на отдельных участках трубопровода, м.

Снижение потерь напора в трубопроводе приводит к смещению рабочей точки установки с соответствующим изменением ее КПД (см. рис.19).

Энергосберегающий эффект, кВт ч, который может быть получен от снижения сопротивления трубопровода,

30