МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ––––––––––––––––––––––––––––– НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ «МЭИ» ––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––––– РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ Практикум по дисциплине «Системы электроснабжения с распределенной генерацией» для студентов, обучающихся по направлению «Электроэнергетика и электротехника» Москва Издательство МЭИ 2022 1 УДК 621.311 ББК 31.29-5 Р 248 Утверждено учебным управлением НИУ «МЭИ» в качестве учебного издания Подготовлено на кафедре электроэнергетических систем ИЭЭ Рецензенты: Т.Б. Лещинская, д.т.н., проф. кафедры ЭЭС НИУ «МЭИ»; Н.А. Стушкина, к.т.н., доцент зав. кафедрой «Элетроснабжение и электротехника им. академика И.А. Будзко» РГАУ-МСХА им. К.А. Тимирязева Авторы: Д.Н. Удинцев, С.В. Шульженко, Р.С. Чувашев, Э.Т. Валиева Р 248 Расчет основных параметров системы электроснабжения с распределенной генерацией: практикум / Д.Н. Удинцев, С.В. Шульженко, Р.С. Чувашев и др. – М., Издательство МЭИ, 2021. – 76 с. ISBN 978-5-7046-2574-2 Практикум включает в себя основные разделы для выполнения курсовой работы по дисциплине «Системы электроснабжения с распределенной генерацией» по проектированию объекта или группы объектов распределенной генерации на основе ранее выполненных студентами курсовых проектов «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» и «Проектирование системы электроснабжения жилого района города» по курсу «Системы электроснабжения городов и промышленных предприятий». Приведен пример подобного проектирования. В приложения вынесены данные, которые можно использовать для проектирования. Для заочной формы обучения исключаются §2.4 и §2.5. Для студентов, обучающихся по направлению «Электроэнергетика и электротехника», образовательная программа «Оптимизация структур, параметров и режимов систем электроснабжения и повышение эффективности их функционирования». УДК 621.311 ББК 31.29-5 ISBN 978-5-7046-2574-2 © Национальный исследовательский университет «МЭИ», 2022 2 СОДЕРЖАНИЕ ВВЕДЕНИЕ…………………………………………………………….. 1. СБОР И АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПРЕДМЕТ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ СОЗДАНИЯ ИЗОЛИРОВАННОЙ ИЛИ СОДЕРЖАЩЕЙ РАСПРЕДЕЛЕННУЮ ГЕНЕРАЦИЮ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ …………………………. 1.1. Исходные данные для выполнения курсового проекта…… 1.2. Оценка территориальных условий размещения объекта генерации…………………………………………………….. 1.3. Наличие, стоимость первичных источников энергии…….. 1.4. Выбор типа генерации……………………………………..... 1.5. Оценка целесообразности строительства собственных объектов генерации и выбор первичного источника энергии……………………………………………………….. 1.5.1. Требования к оценке целесообразности создания собственной генерации………………………………... 1.5.2. Оценка целесообразности создания собственной генерации на основе расчёта стоимости 1 кВтч вырабатываемой ЭЭ на собственном ЭЦ и сравнение со стоимостью ЭЭ, покупаемой во внешней энергосистеме............................................ 1.5.3. Оценка целесообразности создания собственной генерации на основе укрупненных расчетов сравнения суммарных затрат на электроснабжение потребителей ЭЭ за расчетный период от собственного ЭЦ или от внешней энергосистемы 2. РАЗРАБОТКА ЗАМЫСЛА ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ И ЕГО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДЛЯ ПЯТИ ВАРИАНТОВ…………………………... 2.1. Вариант А. Изолированная работа системы электроснабжения с РГ……………………………………..... 2.2. Вариант Б. Питание нагрузки в нормальном режиме полностью от собственного ЭЦ, в аварийном режиме от внешней ЭЭС по одной цепи…………………………...... 2.3. Вариант В. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки………………………………… 3 5 9 9 10 12 13 13 13 14 15 22 24 35 38 2.4. Вариант Г. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации собственной нагрузки в полном объеме с генерацией избытков мощности во внешнюю энергосистему………………………………………………… 2.5. Вариант Д. Параллельная работа с внешней энергосистемой в режиме потребления из сети постоянной мощности и покрытием за счет собственной генерации только максимумов графика нагрузки……………………… 3. ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЁЖНОСТИ СЕТИ……….….. 4. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ЛИНИИ СВЯЗИ СЭС С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ С ВНЕШНЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ……………………………………………. 4.1. Особенности выбора номинального напряжения и сечения проводов линии, связывающей единый энергоцентр с внешней системой…………………………………………... 4.2. Особенности выбора сечения линии, связывающей единый ЭЦ с внешней системой по допустимой потере напряжения………………………………………………….. 5. РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ЭЦ В СИСТЕМЕ С РГ………………………………………………….. 5.1. Общие требования к основным проектным решениям ЭЦ в системе с РГ……………………………………………….. 5.2. Структурная схема электроснабжения от ЭЦ…………….. 5.3. Принципиальная электрическая схема электроснабжения потребителя от ЭЦ………………………………………….. 5.4. Схема первичных соединений ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ………… 5.5. Схема электрическая принципиальная КТП собственных нужд ЭЦ……………………………………………………... 5.6. План расположения оборудования ЭЦ…………………….. 5.7. План расположения оборудования в ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ…. Контрольные вопросы…………………………………………………. СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ……………………. Приложение 1…………………………………………………………... Приложение 2…………………………………………………………... Приложение 3…………………………………………………………... Приложение 4…………………………………………………………... Приложение 5…………………………………………………………... Приложение 6…………………………………………………………... 4 42 46 47 54 54 56 58 58 60 61 61 62 62 63 63 64 67 69 70 72 73 74 ВВЕДЕНИЕ На сегодняшний день развитие распределенной генерации (РГ) является одной из приоритетных задач электроэнергетики. Реализация инвестиционных проектов по строительству РГ обусловлена различными причинами, как объективными, так и субъективными. В общем виде их можно сформулировать следующим образом. А. Сложности технологического присоединения новой нагрузки в связи с необходимостью дорогостоящих мероприятий по сетевому строительству и реконструкции, длительными сроками их выполнения. В этом случае создание собственного источника электроэнергии (ЭЭ) обеспечит увеличение нагрузки предприятия. Б. Высокая стоимость ЭЭ, покупаемой на розничном рынке для обеспечения существующей нагрузки предприятия. Собственный источник ЭЭ позволит снизить затраты на ее покупку. В. Наличие на предприятии ответственных потребителей, отключение которых недопустимо. В этом случае объект РГ может использоваться в качестве основного источника питания таких потребителей. При принятии решения о строительстве собственной генерации, в этом случае, необходимо руководствоваться данными по вероятности возникновения чрезвычайных ситуаций (ЧС) в месте строительства [22]. Г. Применение на предприятии технологических процессов, в результате которых образуются побочные продукты (пар, попутный газ и т.д.); их можно утилизировать для собственного потребления и/или продажи. Примером такой утилизации является строительство собственных ЭЦ на нефтегазовых месторождениях, работающих на попутном нефтяном газе. Зачастую такие ЭЦ работают в параллель с внешней энергосистемой как с выдачей, так и без выдачи мощности в сеть [8]. Д. Строительство собственных электростанций с целью извлечения прибыли от продажи электрической и тепловой энергии. Е. Удаленность от стационарных электросетей или ограничения по подключаемой мощности. Так, в ежегодно разрабатываемой на семь лет «Схеме и программе развития Единой энергетической системы России на…» имеется раздел «Территории ЕЭС России, на которых необходимо сооружение генерирующих объектов, отсутствующих в подтвержденных планах каких-либо собственников генерирующих объектов» [11]. 5 Режимы работы таких источников ЭЭ (параллельный, изолированный, смешанный) должны быть определены заранее. Очевидно, что состав оборудования создаваемой электростанции должен обеспечивать достижение целей проекта, однако на практике это зачастую не так. Неверные (завышенные) оценки доступности ресурсов, необходимых для работы станции, спроса на тепловую и электрическую энергию приводят к выбору состава генерирующего оборудования, не отвечающему целям создания такого источника ЭЭ. В итоге фактические издержки на его содержание могут оказаться гораздо выше ожидаемых, реальная себестоимость производимой ЭЭ сделает проект неэффективным, а продажу ее на розничном рынке невозможной. В связи с этим выбор оборудования целесообразно проводить в несколько этапов: оценка территории размещения объекта генерации, доступных ресурсов, а также спроса на различные виды энергии для данной территории; выбор типа первичного источника энергии (газ, уголь, ветер, солнце и др.); многовариантная проработка построения системы электроснабжения с применением РГ, проведение их технико-экономической оценки и выбор наиболее целесообразного; разработка проектной документации для выбранного варианта. Решению данных практических задач и посвящена курсовая работа. Основные учебно-методические задачи данной курсовой работы: получить комплексное представление о составе, структуре и работе малых автономных энергосистем: генерация, передача и распределение ЭЭ, её потребление; приобрести навыки сбора исходных данных для принятия решения по строительству собственного ЭЦ или группы ЭЦ (наличие, стоимость источников энергии (газ, уголь, ветер, гидроресурсы и др.) для производства ЭЭ; стоимость ЭЭ для данного потребителя и региона; ограничения на строительство ЭЦ; удаленность от потребителя и др.); изучить особенности устройства и технико-экономические характеристики различных видов источников ЭЭ для автономных ЭЦ: газотурбинные и газопоршневые энергетические установки, дизельэлектрические агрегаты, ветрогенераторные установки, гидротурбинные энергетические установки малой мощности [30]; освоить алгоритмы и подходы при принятии решения о выборе вида источника ЭЭ для применения в составе автономного ЭЦ; 6 освоить методики обоснования мощности и состава ЭЦ в системе электроснабжения с РГ; изучить особенности проектирования электрических сетей для систем электроснабжения с РГ, работающих как автономно, так и параллельно с внешней энергосистемой; приобрести навыки по обоснованию состава основного оборудования для различных вариантов построения систем электроснабжения с РГ: – при изолированной работе системы электроснабжения; – при параллельной работе с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки; – при параллельной работе с внешней энергосистемой, работой собственного ЭЦ с постоянной нагрузкой и покрытием за счет внешней энергосистемы всех отклонений нагрузки от номинального значения; – при параллельной работе с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации собственной нагрузки в полном объеме с передачей избытков мощности во внешнюю энергосистему; – при параллельной работе с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации максимумов графика нагрузки; освоение методики проведения технико-экономической оценки различных вариантов построения системы электроснабжения на основе анализа капитальных вложений и эксплуатационных затрат за период 10–20 лет и принятие решения по типу построения энергосистемы; ознакомится с составом проектной документации автономного ЭЦ; изучить особенности разработки основных разделов проекта автономного ЭЦ; получить навыки в применении нормативных документов в области построения систем с РГ. Курсовая работа (КР) является логическим продолжением курсовых проектов «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» и «Проектирование системы электроснабжения жилого района города»[2] по курсу «Системы электроснабжения городов и промышленных предприятий», а также «Проектирование районной электрической сети» [1]. В ходе выполнения задания разрабатываются альтернативные варианты электроснабжению от внешней энергосистемы. Во всех вариантах предусматривается электроснабжение потребителей 1 категории надежности особой группы от собственного ЭЦ в течение периода времени, определенного особенностями технологического процесса и соответствующими нормативными документами. 7 В таблице 1 указаны разделы, входящие в состав курсовой работы, и ориентировочная оценка трудозатрат по разделам в процентах от общего объема работы. Таблица 1 Разделы КР и их процентное соотношение № п/п 1 2 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 3 3.1 4 4.1 4.2 4.3 Разделы КР Сбор и анализ исходных данных на предмет целесообразности создания автономной системы электроснабжения или РГ Разработка замысла (состав, мощность, выбор типа источника ЭЭ и марки генерирующей установки для ЭЦ, структура, расположение ЭЦ и др.) построения системы электроснабжения с РГ и его технико-экономическая оценка для следующих вариантов (не менее трех) Изолированная работа системы электроснабжения с РГ Питание нагрузки в нормальном режиме полностью от собственного энергоцентра. В аварийном режиме от внешней ЭЭС по одной цепи. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки (пуск мощных асинхронных двигателей, токи намагничивания трансформаторов) Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации нагрузки в полном объеме с передачей избытков мощности во внешнюю энергосистему Параллельная работа с внешней энергосистемой в режиме потребления из сети постоянной мощности и покрытием за счет собственной генерации только максимумов графика нагрузки Сравнение разработанных в рамках КР вариантов с разработанным в рамках курсовых проектов «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» или «Проектирование системы электроснабжения жилого района города» вариантом электроснабжения от стационарной энергосистемы Технико-экономическое сравнение вариантов. Выбор одного варианта с РГ Разработка основных проектных решений собственного ЭЦ Разработка схемы первичных соединений и плана расположения оборудования ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ Разработка схемы электрической принципиальной КТП собственных нужд ЭЦ Разработка планов расположения электрооборудования ЭЦ Оформление расчетно-пояснительной записки и графической части работы 8 Объем, % 10 35 7 7 7 7 7 25 10 25 8 7 10 5 Оформленное КР состоит из расчетно-пояснительной записки и графической части. Расчетно-пояснительная записка должна содержать: аннотацию; оглавление; изложение содержания разделов КР, включая необходимые расчеты, их анализ; рисунки; библиографический список. Графическая часть должна включать пять чертежей: структурную или принципиальную электрическую схему электроснабжения потребителей от ЭЦ; схему первичных соединений ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ; схему электрическую принципиальную КТП собственных нужд ЭЦ; план расположения электрооборудования ЭЦ; план расположения оборудования в ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ. СБОР И АНАЛИЗ ИСХОДНЫХ ДАННЫХ НА ПРЕДМЕТ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ СОЗДАНИЯ ИЗОЛИРОВАННОЙ ИЛИ СОДЕРЖАЩЕЙ РАСПРЕДЕЛЕННУЮ ГЕНЕРАЦИЮ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ 1.1. Исходные данные для выполнения курсового проекта А. Данные по нагрузкам и распределению потребителей берутся из задания к ранее выполненным курсовым проектам «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» и «Проектирование системы электроснабжения жилого района города» [2] или выдаются индивидуально. Б. Студент самостоятельно собирает следующие исходные данные: наличие и стоимость источников энергии (газ, уголь, ветер, гидроресурсы и др.) в месте строительства энергосистемы; стоимость ЭЭ для данного потребителя; ограничения на строительство ЭЦ; удаленность ЭЦ от потребителя и др. 9 1.2. Оценка территориальных условий размещения объекта генерации При оценке территории и внешнего окружения нужно учитывать: А. Возможность размещения станции и необходимой инфраструктуры (топливное хозяйство, склады ГСМ и т.д.) с учетом расширения площадки при необходимости. Б. Наличие в непосредственной близости социально-бытовых, природных и других объектов, накладывающих экологические обременения для ввода станции. В. Наличие потенциальных потребителей для оценки внешнего спроса на тепловую и электрическую энергию. Г. Наличие близко расположенных котельных, ТЭЦ, объектов РГ для оценки альтернативных вариантов собственного энергоснабжения. Д. Наличие и параметры сетей электро-, тепло- и газоснабжения в непосредственной близости для последующей оценки объемов и стоимости мероприятий по технологическому присоединению. Е. Выяснить стоимость ЭЭ (мощности) на ОРЭМ в регионе, где будет установлен объект генерации, для определения предельной цены продажи ЭЭ гарантирующему поставщику. Цены на ЭЭ для населения устанавливаются приказами региональных уполномоченных служб. Так, в Иркутской области это Служба по тарифам, в Москве – Департамент экономической политики и развития [13]. Цены на ЭЭ (в том числе цена ЭЭ на оптовом рынке) для предприятий определяются расчетом [14, 15]. Территорию РФ по порядку осуществления расчета стоимости ЭЭ для юридических лиц можно разделить на две составляющие: ценовые зоны и неценовые зоны оптового рынка. Ценовые зоны: субъекты РФ, в которых возможно конкурентное ценнообразование в отношении ЭЭ. На территории РФ, за исключением территории Калининградской области, Республики Коми, Архангельской области, Дальнего Востока, в которую объединены территории Южно-Якутского района Республики Саха (Якутия), Приморского края, Хабаровского края, Амурской области, Еврейской автономной области. Гарантирующие поставщики производят расчеты с потребителями с использованием цены, которая меняется каждый месяц, но которая не должна быть больше предельного уровня нерегулируемых цен. Чаще всего, цена, применяемая для расчетов с потребителями, равна предельному уровню нерегулируемых цен. 10 ЭЭ для предприятий в неценовых зонах, к которым относятся вышеуказанные регионы, поставляется по регулируемым ценам, которые утверждаются местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (РЭК, РСТ, Управление по тарифам и ценам). Однако, даже в этом случае гарантирующие поставщики транслируют все небалансы стоимости приобретённой ЭЭ с оптового рынка на потребителей. Большинство субъектов РФ относится к ценовым зонам, поэтому в качестве тарифов на ЭЭ для предприятий, используются предельные уровни нерегулируемых цен на ЭЭ. Расчет цен на ЭЭ для предприятий и индивидуальных предпринимателей одинаков для всех ценовых категорий ЭЭ, и рассчитывается как сумма следующих составляющих. 1. Цена приобретения ЭЭ с оптового рынка, которая ежемесячно рассчитывается в тыс. руб. за МВтч и публикуется на сайте НП «Администратор торговой системы». Меняется один раз в месяц. ([15], см. «Расчет первой ценовой категории (ЦК)», п. 4, 5). 2. Рассмотрим расчет розничной цены для потребителей первой ЦК на момент декабря 2016 г. Согласно постановлению Правительства РФ от 4 мая 2012 г. №442, средневзвешенная нерегулируемая цена ЭЭ для потребителей 1 ЦК составляет 142,709 коп./кВт·ч. 3. Тариф за услуги по передаче ЭЭ (в случае заключения потребителем договора энергоснабжения). Это так называемая «стоимость доставки» ЭЭ от производителя до потребителя. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (Региональная энергетическая комиссия (РЭК)) и публикуется на ее официальном сайте. Как правило, устанавливается в тыс. руб. за МВтч. Меняется один раз в год. ([15] см. «Расчет первой ценовой категории», п.2). Согласно приказу Службы по тарифам Иркутской области от 29 декабря 2015 г. №621-спр, с учетом 80-спр от 15.06.2016, тариф за услуги по передаче ЭЭ составляет 120,112 коп/кВт·ч. 1. Сбытовая надбавка гарантирующего поставщика. Это плата организации, которая для потребителя покупает ЭЭ на оптовом рынке. Эта плата рассчитывается и устанавливается местным органом исполнительной власти в области государственного регулирования тарифов (РЭК) и публикуется на ее официальном сайте. Как правило, устанавливается в тыс. руб. за МВтч. Меняется один раз в год. ([15] см. «Расчет первой ценовой категории», п.1). 11 Согласно приказу Службы по тарифам Иркутской области от 28 декабря 2015 г. №617-спр, сбытовая надбавка гарантирующего поставщика для группы потребителей не менее 10 МВт составляет 4,523 коп/кВт·ч. 2. Плата за услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса снабжения ЭЭ. В ее состав входят плата АО «СО ЕЭС» (отвечает за надежность) и плата НП «Администратор торговой системы». Плата за эти услуги рассчитывается и устанавливается Федеральной антимонопольной службой (ФАС) и публикуется на ее официальном сайте (https://fas.gov.ru/). Обычно, эта составляющая меняется один раз в год. ([15], см. «Расчет первой ценовой категории», п.3). Согласно постановлению Правительства РФ от 29 декабря 2011 г. №1179 плата за услуги, являющиеся неотъемлемой частью процесса снабжения ЭЭ составляет 0,261 коп/кВт·ч. Цена на ЭЭ составляет 267,605 коп/кВт·ч ([15], см. «Расчет первой ценовой категории»). Ежемесячно предельный уровень нерегулируемых цен рассчитывается по этому принципу гарантирующим поставщиком для каждой ценовой категории и публикуется на своем официальном сайте. Пример расчета представлен в [15], (см. «Расчет первой ценовой категории», п.6). Предельные уровни нерегулируемых цен на ЭЭ, поставляемую потребителям ООО «Иркутская Энергосбытовая компания» ([15], см. «Первая ценовая категория»). Составляющие стоимости ЭЭ для предприятий: наиболее значительная доля, составляющая за услуги по передаче около 50%; цены покупки на оптовом рынке (40%); сбытовая надбавка (8%). Важно также учитывать планы развития территории, прирост нагрузки существующих и новых потребителей, строительство и реконструкцию инженерных коммуникаций. Источниками данных при этом выступают схемы территориального планирования и развития, программы перспективного развития и т.д. 1.3. Наличие, стоимость первичных источников энергии Наличие, стоимость первичных источников энергии (газ, уголь, ветер, гидроресурсы и др.); стоимость ЭЭ для данного потребителя, при покупке ее у внешнего поставщика; ограничения на строительство ЭЦ; удаленность ЭЦ от потребителя и др. 12 Оценка доступных ресурсов необходима для определения стоимости первичных источников энергии, а также внешних источников для альтернативных вариантов собственного энергоснабжения. В качестве источника рассматривается природный газ [16, 17], однако в некоторых проектах целесообразно рассмотреть основные или побочные продукты производства (тепловая энергия, нефтепродукты, попутный и свалочный газ и т.д.). Причем необходимо уточнить объем и химический состав таких продуктов. Оценка стоимости первичных источников энергии решается в каждом проекте индивидуально. Наиболее часто возникающий вопрос – часовой расход газа – можно решить посредством перевода требуемых объемов энергии в энергию топлива с учетом потерь на преобразование, для чего требуется прогноз потребления (спроса). В качестве источника энергии будет рассмотрен природный газ. 1.4. Выбор типа генерации Источниками электроэнергии (ИЭЭ) для автономных ЭЦ являются газотурбинные и газопоршневые энергетические установки; дизельные и бензиновые электроагрегаты; ветрогенераторные установки; гидротурбинные энергетические установки малой мощности; фотоэлектрические элементы. Обучаемые должны самостоятельно выбрать ИЭЭ и укрупненно обосновать состав основного оборудования, обеспечивающего его работу: биогазовые установки, блок подготовки топливного газа, компрессор и др. В работе необходимо рассматривать отечественных производителей, как более доступные. В качестве основного предлагается рассматривать вариант работы ЭЦ на природном или попутном газе. Технико-экономические характеристики ИЭЭ необходимо самостоятельно получить на сайтах производителей [8, 9, 19, 24]. 1.5. Оценка целесообразности строительства собственных объектов генерации и выбор первичного источника энергии 1.5.1. Требования к оценке целесообразности создания собственной генерации Оценка целесообразности создания собственной генерации производится на основе укрупненных расчетов: сравнение суммарных затрат на электроснабжение потребителей ЭЭ за расчетный период от собственного ЭЦ или от внешней энергосистемы; 13 стоимости 1 кВтч ЭЭ на планируемом к строительству ЭЦ к существующей стоимости ЭЭ, при приобретении ее от сети. Оцениваться должно не менее двух вариантов. Базовый. Электроснабжение от внешней энергосистемы. Альтернативные. Не менее одного. Для объективности оценки рекомендуется сравнить все возможные типы источников, использующих различные виды топлива, исключив нецелесообразные. Оценку допускается проводить для всей нагрузки в целом, для одной группы потребителей, только для одного газотурбинного агрегата (ГТА), полагая, что если использование РГ будет выгодно в частном случае, то оно будет выгодно и для всех остальных. Такое допущение корректно, так как тариф на ЭЭ, тип генераторных установок и стоимость одного нормального метра кубического газа будут одинаковы для всех потребителей, питаемых от автономного ЭЦ. 1.5.2. Оценка целесообразности создания собственной генерации на основе расчёта стоимости 1 кВтч вырабатываемой ЭЭ на собственном ЭЦ и сравнение со стоимостью ЭЭ, покупаемой во внешней энергосистеме Пример оценки целесообразности создания собственной генерации на основе расчёта стоимости 1 кВтч вырабатываемой ЭЭ на собственном ЭЦ и сравнение со стоимостью ЭЭ, покупаемой во внешней энергосистеме представлен на сайте компании GazEcos, которая производит газопоршневые установки в полном цикле импортозамещения [19]. Данный расчет позволяет произвести лишь оперативную оценку экономической целесообразности создания объекта РГ. Полный расчет стоимости выполняется после разработки и утверждения в установленном порядке проектно-сметной документации, но в качестве предварительной оценки и в учебных целях может быть применен. Исходными данными для расчета, вводимыми пользователем, являются: модель электроагрегата и их количество; решение о необходимости использования когенерации тепла; размещение установки: открытое или в контейнере; стоимость топлива (газа); стоимость покупки ЭЭ из сети для сравнения. 14 Данный расчет выполняется при условиях: ускоренная амортизация – до первого капитального ремонта; постоянное электропитание от собственной электростанции; в себестоимость ЭЭ не включена себестоимость получаемого тепла. Результатами расчета являются. А. Промежуточные результаты. Капитальные затраты, учитывающие: стоимость оборудования; стоимость пусконаладочных работ; общая стоимость энергоустановки. Эксплуатационные затраты и затраты на топливо при расчетном сроке амортизации оборудования (2,5 г. в данном расчете) и нагрузке (70 % от номинальной) учитывающие: расход топлива в день; расход топлива за срок амортизации; расход масла за срок амортизации; количество технических обслуживаний (ТО); стоимость одного ТО; стоимость материалов для ТО; стоимость и количество текущих ремонтов; Б. Итоговые результаты: общие затраты за срок амортизации; общая стоимость выработанной ЭЭ; полная себестоимость кВт·ч в расчетный период амортизации; себестоимость кВт·ч после окончания период амортизации (2,5 г. эксплуатации в данной программе). Подобный расчет для удельной стоимости 1 кВтч ЭЭ возможно сделать и для других источников ЭЭ (ГТУ, дизельных, ВЭУ и др.). Это позволит на основе сравнительного анализа обосновать целесообразность собственной генерации и тип источников ЭЭ. 1.5.3. Оценка целесообразности создания собственной генерации на основе укрупненных расчетов сравнения суммарных затрат на электроснабжение потребителей ЭЭ за расчетный период от собственного ЭЦ или от внешней энергосистемы Расчет для варианта строительства собственной генерации рассмотрим на примере газотурбинных агрегатов. 15 А. Данные по нагрузкам и распределению потребителей берутся из задания к выполняемому ранее курсовому проекту [2] или выдаются индивидуально. В качестве примера в методическом пособии рассмотрим вариант, когда собственная генерация сооружается в Томской области (ОЭС Сибири). Стоимость природного газа 5,59 руб/нм3 [17]. Удельный объемный расход газа, нм3/кВтч ИЭЭ Vрасх.газа M расх.газа / р прг РНОМ К знр 115,6 / 0,85 500 1 0, 27 нм 3 / кВт ч , где рпрг – плотность природного газа зависит от его состава при нормальных условиях (0°С и 0,1 МПа, т.е. 760 мм рт.ст.) составляет ИЭЭ 0,73–0,85 кг/м3; РНОМ – мощность единичного электроагрегата, кВт; Кзнр – коэффициент загрузки источника ЭЭ при длительной работе; Мрасх.газа – расход газа, кг/ч. Так как массовый абсолютный расход газа дан для номинального значения, то коэффициент загрузки в нашем случае не применяется. Капиталовложения в собственный ЭЦ на базе ГПУ, млн руб. Кэц 𝑁 ИЭЭ ∙ Кгпа ∙ Кгс Коср , где Кгс – затраты на систему газоснабжения; принимается в пределах 20–50% от стоимости ГПУ; Коср – общестроительные работы, пусконаладочные работы (ПНР), монтажные работы (МР); принимается в преИЭЭ делах 15–30% от стоимости ГПУ; N – общее количество агрегатов, требуемое для покрытия нагрузки (с учетом 25%-го резерва, но не более 75%-й загрузки в нормальном режиме), шт. В общем случае номинальная мощность выбирается из расчета п , где меньшее значение используется для автономных си0,2 … 0,5 𝑃расч стем, а большее для систем, работающих параллельно с внешней энергосистемой ИЭЭ 𝑃ном п 0,2 𝑃расч 0,2 1200 240 кВт, п – расчетная нагрузка потребителя, кВт. где 𝑃расч Выбираем газопоршневую электростанцию KG-500SМ («КАМАЭнергетика», г. Набережные Челны) номинальной мощностью ИЭЭ 𝑃ном 500 кВт [25] (Прил. 2). 16 раб рез N ИЭЭ N ген N ген , п 𝑃расч 1,2 3,2 → 4шт, ИЭЭ 0,72 ∙ 0,5 0,75 ∙ Pном рез раб 0,25 ∙ 4 1 шт, 𝑁ген 0,25 ∙ 𝑁ген N ИЭЭ 4 1 5шт . раб 𝑁ген На данном этапе оценка требуемого количества электроагрегатов производится предварительно и принимается допущение, что мощность резерва составит 25% от количества находящихся в работе агрегатов. Длительная загрузка каждого агрегата принимается равной 75% от номинальной мощности электроагрегата. После выбора варианта построения системы электроснабжения производится выбор числа агрегатов, находящихся в работе в соответствии с действующими нормативными документами [10]. Для рассматриваемого примера К ЭЦ N ИЭЭ К ГПА (1, 2 1,5) 5 2,5 2, 7 33, 75 млн руб., где Кгпа – стоимость ГПУ контейнерного исполнения, млн руб.; Т нб – время наибольших нагрузок, Т нб = 4900 ч. Затраты на потребление ЭЦ газа в год, млн руб/г Згаз п 𝑉расх.газа ∙ Тнб ∙ Сгаз ∙ 𝑃расч 0,27 ∙ 4900 ∙ 5,59 ∙ 1200 руб . год Оценка количества ремонтов за оцениваемый период эксплуатации оборудования 8,94 млн N кр 0, 75 tэксп 0, 75 19 4900 1, 4 2, Tкр 50000 где t экспл – наработка за оцениваемый период эксплуатации, ч, t экспл Т эксплТ нб ; Т кр – наработка до капитального ремонта, ч, Т кр 50000 ч; Т экспл – период эксплуатации, г., Т экспл Т расч Т кап.стр ; Т расч – расчетный период, Т расч = 20 лет; Т кап.стр – время, отводимое на капитальное строительство с момента выхода на строительную площадку генподрядной организации, без учета времени на проектирование и согласование проектной документации, подготовку и проведение тендеров по закупке оборудования и др. Принимаем – 1 год. 17 В ходе практической деятельности расчет затрат на проведение капитальных ремонтов производится для каждого типа оборудования в отдельности на основе технико-коммерческих предложений заводовизготовителей. На предприятии составляется скользящий график ремонтов, позволяющий проводить ремонты без остановки работы ЭЦ в целом. Затраты на проведение одного капитального ремонта оборудования ЭЦ, на этапе оценки целесообразности строительства объекта собственной генерации, принимаются 20% от капитальных затрат на строительство ЭЦ. При этом условно принимается, что капитальные ремонты всего дополнительного оборудования ЭЦ совпадают с ремонтом генерирующего оборудования. Полагаем, что ежегодные отчисления на проведение капитальных ремонтов одинаковы. Тогда ежегодные затраты на проведение капитальных ремонтов за рассматриваемый период эксплуатации Зкр 2 ∙ 0,2 ∙ 33,75 13,5 млн руб, 13,5 Згод 0,71 млн руб. кр 19 Ежегодные затраты на проведение технических обслуживаний (1% от стоимости оборудования), млн руб/г. Зто 𝑁кр ∙ 0,2 ∙ Кэц 0,01Кэц 0,01 ∙ 33,75 0,3375 млн руб. Затраты на масло, являющееся расходным материалом для генераторных установок масло П Змасло mуд С масло отеч Ррасч Т нб 0, 0003 80 1200 4900 0,14 млн руб / г. , масло удельный расход масла для производства 1 кВтч ЭЭ где m уд масло (принимается 0,3 г масла на 1 кВтч); Сотеч стоимость масла, руб/кг. Ежегодные суммарные эксплуатационные затраты на ЭЦ в целом, без учета затрат на содержание эксплуатационного персонала Зэкспл год Згаз Зто Змасло Згод 8,94 0,3375 кр =10,13 млн руб/г. 0,14 0,71 Далее производится расчет суммарных затрат на электроснабжение потребителей от автономного ЭЦ за расчетный период Трасч ЭКСПЛ ЗЭЦ К ЭЦ , 20лет Т ЭКСПЛ Згод ЗЭЦ 20лет 19 10,13 33,75 226,17 млн руб. 18 Для оценки срока сравнительной окупаемости и динамики затрат производится расчет затрат по годам (см. табл. 2.) и строятся графики для всех вариантов собственной генерации и питания от внешней ЭЭС. В качестве примера, сравнение производится для самого неблагоприятного в отношении собственной генерации варианта, когда объект уже подключен к внешней энергосистеме. В этом случае капитальные затраты на сооружение необходимой инфраструктуры для подключения к внешней энергосистеме отсутствуют. При оценке равнозначных вариантов необходимо учитывать стоимость технического присоединения к сети, согласно данным с сайта ФСК ЕЭС, и капитальные затраты на сооружение сети. Стоимость ЭЭ выбрана, полагая, что основным потребителем данной ПС является население, проживающее в городском населенном пункте Томской области в домах, оборудованных газовыми плитами. Принят одноставочный тариф на ЭЭ, равный 3,66 руб/кВтч [20]. Ежегодные затраты на питание от сети П ЗЭЦ год с ЭЭТ нб Р расч , Зээс год 3,66 ∙ 4900 ∙ 1200 21,52 млн руб/год. Суммарные затраты на электроснабжение потребителей от внешней энергосистемы ЭЭС ЗЭЭС 20 лет Згод Т ЭКСПЛ , Зээслет 21,52 ∙ 19 408,9 млн руб/год. Согласно данных табл. 2 и рис. 1, окупаемость ГПУ составляет 4 г. Таблица 2 Экономическое сравнение двух вариантов энергоснабжения подстанции ПС 1 Годы З рг , млн. руб. Зээс , млн. руб. 1 2 3 4 5 33,75 43,88 54,01 64,14 74,27 0 21,52 43,04 64,56 86,08 19 Окоончание табл. т 2 Годы З рг , мллн. руб. Зээс , м млн. руб. 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 84,,40 94,,53 1044,66 1144,79 1244,92 1355,05 1455,18 1555,31 1655,44 1755,57 1855,70 1955,83 2055,96 2166,09 2266,22 1007,60 1229,12 1550,65 1772,17 1993,69 2115,21 2336,73 2558,25 2779,77 3001,29 3222,81 3444,33 3665,85 3887,37 4008,90 Рис. 1. График к окупаемо ости испол льзования РГ в сравн нении с пи итанием от т сети Из табли ицы 2 оп пределяеттся разни ица затратт на элекктроснабж жение потреебителя в различны ых вариан нтах ∆Зэс ∆Зэс % З ээс Зрг , млн руб,, Зээс Зрг Зээс 20 ∙ 100%. В нашем м случае следует,, что затр раты на электросннабжениее рассматрриваемыхх потреби ителей ниж же на 182 2,68 млн руб. в сллучае при именения собственн ной генераации. Для провверки оцееним стои имость 1 кВтч ЭЭ Э при вырработке на собствен нном ЭЦ за з расчетн ный пери иод 20 летт с учетом м полных затрат С Зэцц лет ккВт∙ч отп лет , где W20отпл полеезно отпу ущенная п потребитеелям ЭЭ за 20 летт после вввода в экспллуатацию автономн ного ЭЦ отп п W20лет т р расчТ нб бТ экспл . В рассм матриваем мом случаае сравнеение стои имости Э ЭЭ оказыввается такжее в пользуу собствеенной ген нерации: 1,859 и 2,889 руб.. за 1 кВттч соответтственно. Рис. 2. 2 Расчет окупаемост о ти стоимоссти ГПУ (п природны ый газ) на сайте компании и GazEcos 21 Для корректности оценки необходимо произвести сравнение для 23 альтернативных вариантов по электроснабжению от внешней энергосистемы. Например, для энергосистем, функционирующих в нефтедобывающих районах, рекомендуется дополнительно рассмотреть вариант электростанции на сырой нефти. В районах с достаточной средней скоростью ветра целесообразно рассмотреть ветроэнергетические установки. В ряде случаев собственная генерация может включать различные типы первичных источников. Например, для потребителей большой мощности, приближенных к центру нагрузок и ЭЦ, целесообразно централизованное электроснабжение от ЭЦ, а для удаленных потребителей малой мощности возможно применение возобновляемых источников, включаемых в параллель с основным ЭЦ. Проверку расчетов можно выполнить путем сравнения результатов расчета выполненных самостоятельно с результатами, выполненными с использованием программ, размещенных на сайтах компаний, работающих в области РГ. Пример такой программы представлен на рис. 2. Как видно расчетные сроки окупаемости отличаются не значительно – 48 и 43,4 месяца соответственно. Таким образом, в данном разделе работы производится обоснование целесообразности строительства объекта собственной генерации и выбор первичного источника энергии (газ, нефть, ветер, солнце и др.). 2. РАЗРАБОТКА ЗАМЫСЛА ПОСТРОЕНИЯ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ И ЕГО ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ДЛЯ ПЯТИ ВАРИАНТОВ Данный раздел посвящен разработке варианта построения энергосистемы. Результаты, полученные в результате этой разработки, используются в задании на проектирование. Задание на проектирование перечень требований, условий, целей, задач, поставленных заказчиком в письменном виде, документально оформленных и выданных исполнителю работ проектно-исследовательского характера. Такое задание обычно предшествует разработке строительных, конструкторских проектов и призвано ориентировать проектанта на создание проекта, удовлетворяющего желаниям заказчика и соответствующего условиям использования, применения разрабатываемого проекта, а также ресурсным ограничениям. Применяется также термин «техническое задание» [32, 33, 34]. 22 Предлагаемый вариант должен включать в себя: 1. Расчет установленной, расчетной и пиковой потребляемых мощностей. 2. Распределение нагрузки между источниками ЭЭ: внешней энергосистемой и РГ. 3. Выбор типа источника ЭЭ (газотурбинная, газопоршневая, дизельная и др.). 4. Выбор марки и мощности базовой генерирующей установки для ЭЦ(ов) системы электроснабжения. 5. Обоснование мощности и состава ЭЦ(ов) входящих в систему электроснабжения. 6. Расположение ЭЦ: максимально близко к центру нагрузок; минимизация числа ступеней трансформации напряжения. 7. Обоснование основных параметров внутрисистемных и внешних связей: между ЭЦ и ГПП (ГРП, РУ, ТП) потребителя; между ГПП (ГРП, РУ, ТП) потребителя и внешней энергосистемой. К основным параметрам относятся: номинальное напряжение; сечения проводников; количество цепей ВЛ; мощности трансформаторов и др. характеристики электрооборудования системы передачи и распределения ЭЭ. Замысел построения системы электроснабжения и его техникоэкономическая оценка производится для следующих основных вариантов построения энергосистемы, содержащей собственную генерацию: А. Изолированная работа системы электроснабжения с РГ. Б. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки (пуск мощных асинхронных двигателей, токи намагничивания трансформаторов). В. Параллельная работа с внешней энергосистемой, работа собственного ЭЦ с постоянной нагрузкой и покрытием за счет внешней энергосистемы всех отклонений нагрузки от номинального значения. Г. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации собственной нагрузки в полном объеме с передачей избытков мощности во внешнюю энергосистему. 23 Д. Параллельная работа с внешней энергосистемой в режиме потребления из сети постоянной мощности и покрытием за счет собственной генерации только максимумов графика нагрузки. Во всех вариантах электроснабжение осуществляется по 1 категории надежности. В соответствии с п. 1.2.19. ПУЭ [6]: «Электроприемники первой категории в нормальных режимах должны обеспечиваться ЭЭ от двух независимых взаимно резервирующих источников питания, и перерыв их электроснабжения при нарушении электроснабжения от одного из источников питания может быть допущен лишь на время автоматического восстановления питания». Для выполнения данного требования генерирующее оборудование проектируемых ЭЦ может располагаться на одной территории, но быть разделенным электрически за счет подключения к двум различным распределительным устройствам (РУ) или различным секциям шин РУ. В данном случае они могут рассматриваться как независимые источники электроэнергии (ИЭЭ). При этом должна быть предусмотрена работа: в нормальном режиме от обоих источников ЭЭ с близким к равномерному распределению нагрузки между ними; в аварийном – от любого из двух источников ЭЭ с обеспечением нагрузки в полном объеме. Расчет нагрузок потребителя производится в соответствии с [12]. Пиковая мощность может быть определена на основе зависимости для определения пикового тока [35]. 2.1. Вариант А. Изолированная работа системы электроснабжения с РГ В этом варианте связь единого ЭЦ с внешней энергосистемой отсутствует. Соответственно, собственная генерация должна в полном объеме покрывать номинальную нагрузку. Кроме того, необходимо предусмотреть оперативный резерв, обеспечивающий покрытие полностью всех нагрузок (расчетной, пиковой, аварийный наброс мощности и др.) в нормальном и аварийном режимах работы [26], а для проведения капитальных и текущих ремонтов предусматривается ремонтно-эксплуатационный резерв. В настоящее время имеются методики и рекомендации по выбору количества и мощности источников ЭЭ (газотурбинных, газопоршневых и дизельных электроагрегатов и электростанций) в составе ЭЦ [18, 5, 27]. 24 Некотторые из них содеержат толлько отдеельные реекомендацции по вы ыбору оборуудования.. Наиболее полная и точная м методика изложенаа в РД 51-331323949-31-98 «Выб бор колич чества эл лектроагррегатов электростаанций РА АО «Газп пром» [18]. Также при п провеедении ррасчетов можно использов и вать мето одику, ю на кафеедре ЭЭС НИУ «М МЭИ» [28]. предлложенную Схема расположеения пункктов энергопотребления и ттопологияя сети предсставлены на рис. 3. Рис.. 3. Пример р построен ния энерго осистемы по п вариантту А. Единый ЭЦ рабоотает в авт тономном режиме р Перед теем, как проводить п ь оценку целесообразностии созданияя собствен нной генеерации нееобходимоо выбратьь число и мощноссть генери ирующего оборудоввания ЭЦ Ц [11]. В общем м случаее номиналльная мо ощность выбираеттся из раасчета п 0,2 … 0,5 𝑃расчч , где мен ньшее знаачение исспользуеттся для аввтономны ых систем, а большеее для систем, рабботающих х параллельно с вннешней эн нергосистеемой ИЭЭ п 0,2 𝑃расч 0,2 1200 1 240 2 кВт, 𝑃ном ч п где 𝑃ррасч – расч четная наагрузка поотребител ля, кВт. Выбираеем газопо оршневую ю электро останцию ю KG-5000SМ («КА АМАИЭЭ Энерггетика», г. Набер режные Ч Челны) номинальн н ной мощнностью 𝑃ном н 500 0 кВт [255] (Прил. 2). 2 25 Количество одновременно работающих в нормальном режиме однотипных ИЭЭ вычисляется по формуле п расч ИЭЭ ном ⋅ зг ИЭЭ 𝑁раб н⁄р где 𝑘зг , 2,67 → 3 шт., , ⋅ , коэффициент загрузки агрегата (см. табл. 3). Таблица 3 Расчетное количество параллельно работающих агрегатов и коэффициент загрузки Количество агрегатов, работающих в параллель 2 3 4 5 6 7 8 Оптимальный уровень загрузки электроагрегатов (𝑘зг ) 0,5 0,67 0,75 0,8 0,83 0,857 0,875 В работе одновременно должно находиться столько агрегатов, и загрузка их должна быть такова, чтобы при выходе одного из агрегатов оставшиеся в работе имели возможность принять на себя имеющуюся нагрузку на время, необходимое для ввода в действие агрегата из резерва [18]. Однако, как в отмененном РД [18], так и действующем СТО [10] не представлена зависимость, позволяющая произвести расчет количества агрегатов, достаточного для обеспечения стабильной работы при аварийном останове одного из них. Учитывая допустимую нагрузку, которую генератор может принять за один шаг δ𝑃ИЭЭ доп , в случае аварийной остановки одного из ИЭЭ (аварийный режим №1), предлагается следующая формула: ИЭЭ 𝑁раб ав № р ИЭЭ где 𝑃факт ИЭЭ 𝑃факт н р ИЭЭ δ𝑃 доп 1,2 3 0,2 ⋅ 0,5 1 1 1,2 3 0,1 1 5 → 5 шт, фактическая загрузка каждого агрегата ИЭЭ факт Р п Ррасч N Н раб р ; δ𝑃ИЭЭ доп – мощность активной нагрузки, которую источник ЭЭ может выдать за один шаг. При отсутствии информации завода-производителя 26 принимается: для газопоршневых агрегатов в пределах от 5 до 25%, для дизельных – 100%. В нормальном режиме запас по мощности должен быть не менее 20% ИЭЭ 𝑁раб рез ЭС п 1,2 𝑃расч 𝑃 ИЭЭ 1,2 1,2 1,1 ⋅ 0,5 длит 1,44 0,55 2,62 → 3 шт. Количество ИЭЭ, находящихся в работе при пиковых нагрузках ИЭЭ 𝑁раб пик 𝑃п п 𝑃расч п 𝑃пик ИЭЭ 𝑃пик 𝑘и 𝑘р 𝑃п 𝑘пуск ИЭЭ 𝑃пик , , , , , , , , 3,74 → 4шт, , где 𝑃п мощность максимального потребителя; 𝑘пуск коэффицикоэффициент ент пуска для асинхронных двигателей (5÷7); 𝑘нам намагничивания трансформаторов, зависящий от магнитного сопротивления магнитопровода, ЭДС первичной обмотки, частоты напряжения, числа витков первичной обмотки трансформатора. Значения коэффициента намагничивания по данным различных источников колеблется в пределах от 3 до 30𝐼ном . При отсутствии точных данных в техническом описании, в расчете рекомендуется принимать значение в пределах 3÷5. Учет допустимого наброса нагрузки на источник ЭЭ в режиме пиковых нагрузок: ИЭЭ 𝑁раб пик п 𝑃пик п 𝑃расч 2,056 1,2 0,1 δ𝑃ИЭЭ доп 8,56 → 9 шт. Число работающих ИЭЭ для обеспечения работы ЭЦ после переходного режима, вызванного аварийным выходом из строя одного из источников, до ввода в работу резервного ИЭЭ по формуле ИЭЭ 𝑁раб ав № р п 𝑃расч 𝑃ИЭЭ длит 1 1,2 0,55 1 3,18 → 4 шт. Количество ИЭЭ, одновременно находящихся в работе [16] N ИЭЭ раб ИЭЭ ИЭЭ ИЭЭ ИЭЭ ИЭЭ ИЭЭ max N Н , N раб (пик) , N раб (пик δ) , N ав , N раб (резЭС) , N ав раб №1 раб №2 раб р р р max 3, 4,9,5,3, 4 9шт. Проверка по условию минимальной загрузки ИЭЭ 27 п 𝑃расч ИЭЭ 𝑁раб 1,2 0,25 0,5 𝑃ИЭЭдоп 9,6 → 10 шт. Выдаваемую мощность в ненагруженном режиме примем равной мощности генерирующего оборудования ненагр ИЭЭ 𝑁ненагр. рез 𝑃рез 0,5 0,5 ИЭЭ 𝑃ном 1 шт. Количество ИЭЭ, находящихся в плановом ремонте, ИЭЭ 𝑁раб ИЭЭ 𝑁пл рем ИЭЭ 𝑁ненагр рез ИЭЭ 𝑇пл.рем 9 𝑇кИЭЭ 1 720 7000 1,03 → 2 шт. Количество ИЭЭ, необходимых для внепланового ремонта, рассчитывается по следующей формуле: ИЭЭ 𝑁вп рем ИЭЭ 𝑁раб 𝑁нИЭЭ рез ИЭЭ 𝑇вп 9 𝑇кИЭЭ 1 170 7000 0,24 → 1шт. С учетом резерва, общее количество агрегатов, установленных в ЭЦ, ИЭЭ ИЭЭ ИЭЭ N ненагр.рез N впИЭЭ N ИЭЭ N раб рем N пл рем 9 1 1 2 13шт, ИЭЭ где N – число агрегатов, установленных на электростанции. Допустимо совмещение функций ремонтного и резервного агрегатов, если выполняется условие: N ИЭЭ 1 1 8шт. 1 – kзг 1 – 0,875 Так как условие выполняется, то допустимо совмещение функций ремонтного и резервного агрегатов. Удельный объемный расход газа, нм3/кВтч 𝑉расх.газа Мрасх.газа нр ИЭЭ ∙ К рпрг ∙ 𝑃ном з 115,6 0,85 ∙ 500 ∙ 1 0,27 нм /кВт·ч. Капиталовложения в собственный ЭЦ на базе ГПУ, млн руб. КЭЦ 𝑁 ИЭЭ ∙ Кгпа ∙ 1,2 1,5 13 ∙ 2,5 ∙ 2,7 87,75 млн руб., где Кгпа – стоимость ГПУ контейнерного исполнения, млн руб.; Т нб – время наибольших нагрузок, Т нб = 4900 ч. Затраты на потребление ЭЦ газа в год, млн. руб/г 28 п Згаз Vрасх.газа Т нб Сгаз Ррасч 0, 27 4900 5,59 1200 8,94 млн руб / г. Оценка количества ремонтов за оцениваемый период эксплуатации оборудования N кр 0,75 tэксп 0,75 19 4900 1, 4 2, Т кр 50000 где t экспл – наработка за оцениваемый период эксплуатации, ч, t экспл Т эксплТ нб ; Т кр – наработка до капитального ремонта, ч, Т кр 50000 ч; Т экспл – период эксплуатации, год, Т экспл Т расч Т кап.стр ; Т расч – расчетный период, Т расч = 20 лет; Т кап.стр – время, отводимое на капитальное строительство с момента выхода на строительную площадку генподрядной организации, без учета времени на проектирование и согласование проектной документации, подготовку и проведение тендеров по закупке оборудования и др. Принимаем – 1 год. В ходе практической деятельности расчет затрат на проведение капитального ремонта производится для каждого типа оборудования в отдельности на основе технико-коммерческих предложений заводовизготовителей. На предприятии составляется скользящий график ремонтов, позволяющий проводить ремонты без остановки работы ЭЦ в целом. Затраты на проведение одного капитального ремонта оборудования ЭЦ, на этапе оценки целесообразности строительства объекта собственной генерации, принимаются 20% от капитальных затрат на строительство ЭЦ. При этом условно принимается, что капитальный ремонт всего дополнительного оборудования ЭЦ совпадают с ремонтом генерирующего оборудования. Полагаем, что ежегодные отчисления на проведение капитального ремонта одинаковы. Тогда ежегодные затраты на проведение капитального ремонта за рассматриваемый период эксплуатации Зкр 𝑁кр ∙ 0,2 ∙ Кэц Згод кр 2 ∙ 0,2 ∙ 87,75 , 35,10 млн руб., 1,85 млн руб. Ежегодные затраты на проведение технического обслуживания (1% от стоимости оборудования), млн руб/г. Зто 0,01Кэц 0,01 ∙ 87,75 29 0,88 млн руб. Затраты на масло, являющееся расходным материалом для генераторных установок масло п Змасло mуд Смасло отеч Р расч Т нб 0,0003 80 1200 4900 0,14 млн руб / г., масло где m уд удельный расход масла для производства 1 кВтч ЭЭ (при- нимается 0,3 г масла на 1 кВтч); С масло стоимость масла (в качестве отеч примера рассматривается стоимость масла для турбореактивных двигателей МС-8П), руб/кг. Ежегодные суммарные эксплуатационные затраты на ЭЦ в целом, без учета затрат на содержание эксплуатационного персонала Зэкспл Згаз Зто Змасло Згод 8,94 0,88 0,14 1,85 год кр =11,81млн руб/г. Далее производится расчет суммарных затрат на электроснабжение потребителей от автономного ЭЦ за расчетный период Трасч Зэц лет Тэкспл Зэкспл Кэц , год эц З лет 312,07 млн руб. Для оценки срока сравнительной окупаемости и динамики затрат производится расчет затрат по годам (см. табл. 4.) и строятся графики для всех вариантов собственной генерации и питания от внешней ЭЭС. В качестве примера, сравнение производится для самого неблагоприятного в отношении собственной генерации варианта, когда объект уже подключен к внешней энергосистеме. В этом случае капитальные затраты на сооружение необходимой инфраструктуры для подключения к внешней энергосистеме отсутствуют. При оценке равнозначных вариантов необходимо учитывать стоимость технического присоединения к сети, согласно данным с сайта ФСК ЕЭС, и капитальные затраты на сооружение сети. Стоимость ЭЭ выбрана, полагая, что основным потребителем данной ПС является население, проживающее в городском населенном пункте Томской области в домах, оборудованных газовыми плитами. Принят одноставочный тариф на ЭЭ, равный 6 руб/кВтч [19]. Ежегодные затраты на питание от сети П ЗЭЭС год С ЭЭТ нб Р расч ; ЗЭЭС год 6 4900 1200 35, 28 млн руб / г. Суммарные затраты на электроснабжение потребителей от внешней энергосистемы ЭЭС ЗЭЭС 20 лет Згод Т экспл , ЗЭЭС 20 лет 42,81 19 670,32 млн руб / г. 30 На приведенных данных в табл. 4, а также на рис. 4 видно, что срок окупаемости предлагаемой РГ составит менее 5 лет. Таблица 4 Экономическое сравнение двух вариантов энергоснабжения подстанции ПС 1 Годы Зрг , млн руб. Зээс , млн руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 87,75 99,56 111,36 123,17 134,98 146,78 158,59 170,39 182,20 194,01 205,81 217,62 229,43 241,23 253,04 264,85 276,65 288,46 300,27 312,07 0 35,28 70,56 105,84 141,12 176,40 211,68 246,96 282,24 317,52 352,80 388,08 423,36 458,64 493,92 529,20 564,48 599,76 635,04 670,32 Из таблицы 4 определяется разница затрат на электроснабжение потребителя в различных вариантах ∆Зэс ∆Зэс % Зээс Зрг , млн руб., Зээс Зрг Зээс ∙ 100%. В нашем случае следует, что затраты на электроснабжение рассматриваемых потребителей ниже на 358,25 млн руб. (53,44 %) в случае применения собственной генерации. 31 Рис. 4. График к окупаемо ости испол льзования РГ в сравн нении с пи итанием от т сети Для провверки оцееним стои имость 1 кВтч ЭЭ Э при вырработке на собствен нном ЭЦ за з расчетн ный пери иод 20 летт с учетом м полных затрат С Зэцц лет ккВт∙ч отп лет , отп где W20 л поллезно отпущенная потребиттелям ЭЭ за 20 летт после вввода в отп п экспллуатацию автономн ного ЭЦ; W20лет Р расчТ нбТ эксспл. В рассм матриваем мом случаае сравнеение стои имости Э ЭЭ оказыввается такжее в пользуу собствеенной ген нерации: 2,37 и 4,7 74 руб. заа 1 кВтч соответсттвенно. В настоящее вреемя наибоолее расп пространёённым иссточнико ом ЭЭ являеется биогааз. Внедр рение в си истемы электросн э набжения городов таких источчников эн нергии бу удет споссобствоватть повыш шению ихх энергоэффективноости: истоочники ЭЭ будут ррасполагааться в неепосредсттвенной близоб сти от мест поотреблени ия. Кромее того, раазмещениее объектоов перерааботки дов жизнеедеятельн ности челловека вб близи жил лой застрройки поззволит отход снизи ить энерггопотребл ление на перекачкку жидки их стоковв, нагрузку на трансспортную ю инфрасттруктуру, уменьши ив плечо вывоза тввёрдых ко оммунальн ных отход дов, и поззволит сооздать доп полнителььные рабоочие местта для жителлей. [21] 32 Расчет окупаемо о сти стоим мости ГП ПУ (прир родный гааз, вариаант А) на сай йте компаании GazE Ecos преддставлен на рис. 5.. Рис. 5. Расчет ок купаемости и стоимост ти ГПУ (пр риродный газ, вариаант А) на са айте компании GazE Ecos Получен ние биогааза происсходит заа счет анааэробногоо сбраживания орган нических продукто ов жизнеедеятельн ности человека. Егго перерааботка и подготовкаа для ну ужд электтроснабж жения фи инансирууется госсударствен нными пррограммами. Таки им образо ом, считаеем, что сстоимостьь биогаза приним маем ну улевой. Результаты расчетов представвлены в таблл. 5 и рисс. 6, 7. 33 Рис. 6. График к окупаемоости ГПУ,, работающ щей на биоогазе, в сравнени ии с питанием от сет ти Табл лица 5 Дан нные по затратам м на строоительств во ЭЦ по вариантту А (биоггаз) Годы З рг , мллн. руб. Зээс , млнн. руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 877,75 900,62 93 ,48 966,35 999,21 1022,08 1044,95 1077,81 1100,68 1133,54 1166,41 1199,28 1222,14 1255,01 1277,87 1300,74 1333,61 1366,47 1399,34 1422,20 0 35,228 70,556 105, 84 141, 12 176,440 211, 68 246, 96 282,224 317, 52 352, 80 388, 08 423, 36 458, 64 493, 92 529,220 564,448 599, 76 635, 04 670, 32 34 Р Рис. 7. Расч чет окупаеемости сто оимости ГП ПУ (биогазз) на сайте компании и GazEcos 2.2. Вар риант Б. Питаниее нагрузк ки в норм мальном р режиме лностью от собств венного ЭЦ. Э пол В аваарийном режиме оот внешн ней ЭЭС по одной й цепи Параметтры одноц цепной сввязи с вн нешней энергосисттемой до олжны рассччитыватьсся, исходяя из треббования обеспечен о ния стабиильной работы ЭЦ в режиме пиковых п нагрузок,, в аварий йных реж жимах и пр при провед дении ремон нтов: мальном режиме рработы связь с с вн нешней эннергосисттемой в норм должна находи ится в реж жиме холлостого хо ода или бл лизком к нему; выборр сечений й электри ических проводни п иков связзей с внеешней ческой пл лотности тока про оизвоэнерггосистемоой по наггреву и ээкономич дитсяя, исходя из токовв, протекаающих в условиях длителььных реж жимов 35 работы: установившийся режим после завершения переходного процесса, связанного с аварийным выходом одного из электроагрегатов, выводом в ремонт одного из электроагрегатов и др.; расчет по условиям потери и отклонения напряжения производится, исходя из кратковременных режимов работы: пиковых нагрузок; набросов нагрузки в аварийных режимах, в том числе переходного процесса, связанного с аварийным выходом одного из электроагрегатов. На рисунке 8 изображена схема построения системы электроснабжения по варианту Б. Рис. 8. Схема построения системы электроснабжения по варианту Б В этом случае собственная генерация: располагается в каждом пункте в виде ЭЦ, покрывающего нагрузку в нормальном режиме работы; в каждом ЭЦ электроагрегаты распределяются по двум источникам, независимым с точки зрения надежности электроснабжения; покрывает только расчетную (единовременную) нагрузку в нормальном и аварийном режимах работы. В нормальном режиме работы расчетная нагрузка распределяется между двумя независимыми источниками. При аварийном останове одного из источников ЭЭ, второй должен покрыть расчетную нагрузку в полном объёме. Стабилизация работы ЭЦ (набросы нагрузки в аварийных режимах и режимах пиковых нагрузок) независимо от числа находящихся в работе источников ложится на внешнюю энергосистему. Внутрисистемные связи аналогичны варианту Г. В нормальном режиме работы система передачи и распределения ЭЭ находится в режиме холостого хода или близком к нему. Номинальная мощность ИЭЭ ИЭЭ 𝑃ном 0,4 ∙ 1,2 36 0,48 МВт. Выбираем газопоршневую электростанцию KG–500SМ («КАМАЭнергетика», г. Набережные Челны) номинальной мощностью ИЭЭ 𝑃ном 500 кВт [25] (Прил. 2). Число одновременно работающих в нормальном режиме однотипных ИЭЭ п 𝑃расч ИЭЭ 𝑘 𝑃ном зг ИЭЭ 𝑁раб н.р 1,2 0,5 ∙ 0,9 2,67 → 3 шт. Полная мощность, которую сможет принять ЭЦ за один шаг ЭЦ δ𝑆вш.сеть ИЭЭ ИЭЭ 𝑁раб н.р δ𝑆 доп 0,375 МВA. Максимальная активная мощность, которую может выдать ЭЦ в режиме кратковременной перегрузки 𝑃ЭЦ ИЭЭ ИЭЭ 𝑁раб н.р 𝑃 3 ∙ 0,55 1,65 МВт. Полная мощность, требуемая от внешней сети для покрытия пиковых набросов нагрузки (при cosφ = 0,8) п 𝑆пик 𝑆внеш.сеть ЭЦ δ𝑆вш.сеть п 𝑆расч 2,57 1,5 0,375 0,7 МВA. При этом пиковая мощность, исходя из пусковой мощности самого крупного АД номинальной активной мощностью 200 кВт и cosφ = 0,8 пуск 𝑆АД ном 𝑆АД ∙ 𝑘пуск 0,25 ∙ 5 1,25 МВА. Окупаемость составляет 2 года (см. табл. 6). Таблица 6 Данные по затратам на строительство ЭЦ по варианту Б Годы З рг , млн руб. Зээс , млн руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 8,10 17,43 26,77 36,10 45,43 54,77 64,10 73,43 0 35,28 70,56 105,84 141,12 176,40 211,68 246,96 37 Окоончание табл. т 6 Годы З рг , мллн руб. Зээс , м млн руб. 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 82,776 92, 10 101,,43 110,,76 120,,10 129,,43 138,,76 148,,10 157,,43 166,,76 176,,10 185,,43 2822,24 3177,52 3522,80 3888,08 4233,36 4588,64 4933,92 5299,20 5644,48 5999,76 6355,04 6700,32 Пример построени п ия энергосистемы по п вариан нту Б привведен на рис. р 9. Рис. 9. Примеер построен ния энерго осистемы по вариан нту Б 2.33. Вариан нт В. Пар раллельн ная работта с внешней энер ргосистем мой и покрыти ием за сч чет внешн ней энерггосистем мы тольк ко пиков вых набросов нагр рузки В данноом вариан нте за счеет внешн ней энергосистемы ы покрываются толькко пиковы ые наброссы нагруззки: пускк мощных х асинхроонных дви игателей, ттоки намагничивания тран сформато оров, авар рийный ввыход из строя электтроагрегатта. 38 Параметтры дву ухцепной связи с внеш шней эннергосисттемой (см. ррис. 8) доолжны раассчитывааться, исх ходя из требовани т ия обеспечения стаби ильной рааботы ЭЦ Ц в режим ме пиковы ых нагруззок, в аваарийных режимах и при провведении ремонтов р : в норм мальном режиме рработы связь с с вн нешней эннергосисттемой должна находи ится в реж жиме холлостого хо ода или бл лизком к нему; выборр сечений й электри ических проводни п иков связзей с внеешней энерггосистемоой по наггреву и ээкономич ческой пл лотности тока про оизводитсяя, исходя из токовв, протекаающих в условиях длителььных реж жимов работты: стабиллизировавшийся ррежим раб боты посл ле заверш шения пер реходного процессаа, связанн ного с аваарийным выходом одного ииз электро оагрегатовв, вывод в ремонт одного о изз электроаагрегатов и др.; расчетт по усло овиям поттери и оттклоненияя напряж жения про оизводитсяя, исходя из кратк ковременн ных режи имов рабо оты: пикоовых нагр рузок; наброосов нагррузки в авварийныхх режимах х, в том числе ч перреходного о процессаа, связанн ного с авар рийным ввыходом одного о изз электроаагрегатовв. На рисун нке 10 по оказана сххема посттроения системы ээлектросн набжения п по вариантту В. Рис. 10. Схема постр роения сисстемы элек ктроснабж жения по вварианту В В этом случае с соб бственнаяя генерация: располлагается в едином ЭЦ; распрееделяетсяя по двум м источниккам; полноостью пок крывает н нагрузку в нормал льном и аварийно ом режимаах работы ы за исклю ючением п пиковых набросов н . В нормаальном реежиме рааботы рассчетная нагрузка рраспредел ляется межд ду двумя независимыми источникам ми. При аварийном а м остановве одного из источ чников ЭЭ Э, второй й должен покрытьь расчетнную нагру узку в ме. Стабилизация рработы ЭЦ Э (набро осы нагруузки в авварийполноом объём ных ррежимах и режим мах пиковвых нагру узок) незаависимо оот числа находящи ихся в раб боте источ чников лоожится наа внешню юю энергоосистему. 39 График распредел р ления наггрузки дл ля режимаа работы ЭЦ по ваарианту В и изображеен на рис. 11. Рис. 11.. График распределе р ения нагру узки для реежима рабботы ЭЦ по в варианту В [4] Определлим значеение номи инальной й мощности ИЭЭ. В общем м случае н номинальн ная мощн ность агррегата опр ределяетсся из услловия (0,2 2...0,5) п 𝑃расч , где менььшее значение испоользуетсяя для авто ономных ссистем, а большее д для систем м, работаю ющих парраллельно о с внешней энергоосистемой й ИЭЭ 𝑃ном п 0,4 𝑃расч ч 0,4 1200 1 480 4 кВт, п где 𝑃ррасч – расч четная наагрузка поотребител ля, кВт. Выбираеем газопо оршневую ю электро останцию ю KG-5000SМ («КА АМАЭнерггетика», г. Набережныее Челны ы) номи инальнойй мощно остью ИЭЭ 𝑃ном Вт [24] (П Прил. 2). 500 кВ Количесство одно овременноо работаю ющих в нормально н ом режим ме однотип пных ИЭЭ Э вычисляется по ф формуле ИЭЭ 𝑁раб н⁄р п 𝑃расч ИЭЭ ⋅ 𝑘 𝑃ном зг 1,,2 0,5 ⋅ 0,9 2,67 → 3 ш шт. Мощноссть, котор рую смож жет принятть ЭЦ за один о шагг ЭЦ δ𝑆вш.се еть ИЭ ЭЭ ИЭЭ Э 𝑁раб оп б н.р δ𝑆 до 40 0,375 5 МВА. Пусковая мощность самого крупного АД пуск 𝑆АД ном 𝑆АД ∙ 𝑘пуск 0,25 ∙ 5 1,25 МВА. Мощность, требуемая от внешней сети для покрытия пиковых набросов нагрузки пик 𝑆внеш.сеть 0,7 МВA. Далее проведем оценочный экономический расчет окупаемости для данного варианта. Согласно табл. 7, срок окупаемости равен 2 годам. Таблица 7 Данные по затратам на строительство ЭЦ по варианту В Годы Зрг , млн руб. Зээс , млн руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 20,25 29,96 39,67 49,38 59,09 68,80 78,51 88,22 97,93 107,64 117,35 127,06 136,77 146,48 156,20 165,91 175,62 185,33 195,04 204,75 0 35,28 70,56 105,84 141,12 176,40 211,68 246,96 282,24 317,52 352,80 388,08 423,36 458,64 493,92 529,20 564,48 599,76 635,04 670,32 41 Пример построени п ия энергосистемы по п вариан нту В покаазан на ри ис. 12. Рис. 12. Примеер построеения энерггосистемы по вариан нту В 2.44. Вариан нт Г. Пар раллельн ная работта с внешней энер ргосистем мой и поокрытием м за счет т собствен нной генерации собственн ной нагру узки в полном объ ъеме с ген нерацией й избытк ков мощн ности во в внешн нюю энергосистем му Схема построени п ия систем мы электр роснабжен ния по ваарианту Г аналогиччна вариаанту В (см м. рис. 12)). Связь си истемы с РГ с внеешней эн нергосисттемой приисутствуеет для выдаччи излиш шек мощн ности в си истему и электросснабжения ия собствеенных потреебителей в аварийн ных режи имах. регаты расспределяю ются по двум д истоочникам, незаВ ЭЦ эллектроагр висим мым с тоочки зрен ния надеж жности электросн э набжения;; операти ивный резеррв предусматриваеет покрыттие полно остью всеех нагруззок (расчеетной, пиковвой, авари ийный нааброс мощ щности и др.) в но ормальном м и авари ийном режим мах работты [4], дл ля всех Э ЭЦ и для энергосис э стемы с Р РГ в целом; ремонтн но-эксплууатационн ный резеерв должеен обеспеечивать ппроведени ие капиталльных и текущих т ремонтов. р . Расчет производи п ится на осснове известных методик м и рекоменд даций [17, 44, 26]. В нормал льном реж жиме раб боты отд дельного ЭЦ расч четная нагруузка расп пределяеттся междду двумяя незави исимыми источни иками. 42 При аварийном останове одного из источников ЭЭ, второй должен покрыть расчетную нагрузку в полном объёме. Стабилизация работы ЭЦ (набросы нагрузки в аварийных режимах и режимах пиковых нагрузок) независимо от числа находящихся в работе источников ложится на оперативный резерв. Построение связи системы электроснабжения ЭЦ с внешней энергосистемой осуществляется по двум цепям. Параметры связи должны рассчитываться, исходя из требования обеспечения выдачи избытков мощности в систему: • в установившемся режиме работы после завершения переходного процесса, связанного с аварийным выходом одного из электроагрегатов, выводом в ремонт одного из электроагрегатов и др. связь с внешней энергосистемой может находиться в режиме холостого хода или близком к нему; • выбор сечений электрических проводников связей по нагреву и экономической плотности тока производится, исходя из токов, протекающих в условиях длительных режимов работы: в нормальном режиме работы; • расчет по условиям потери и отклонения напряжения производится, исходя из кратковременных режимов выдачи максимума мощности во внешнюю систему: нахождение в работе максимального количества источников ЭЭ после завершения в системе электроснабжения режимов покрытия пиковых нагрузок; набросов нагрузки в аварийных режимах, в том числе переходного процесса, связанного с аварийным выходом одного из электроагрегатов. Распределим нагрузку района на 2 ЭЦ п 𝑃расч ИЭЭ 𝑃ном п 0,53 МВт, 𝑃расч 0,2 ∙ 0,53 0,58 МВт, ИЭЭ 0,106 МВт, 𝑃ном 0,2 ∙ 0,58 0,116 МВт. Выбираем газопоршневую электростанцию KG-200S («КАМАЭнергетика», г. Набережные Челны) номинальной мощностью ИЭЭ 𝑃ном 200 кВт [24] (Прил. 2). Число одновременно работающих в нормальном режиме однотипных ИЭЭ ИЭЭ 𝑁раб ИЭЭ 𝑁раб п расч ИЭЭ ном ∙ зг п 𝑃расч ИЭЭ 𝑃ном ∙ 𝑘зг , , ∙ , 0,58 0,2 ∙ 0,9 43 2,94 → 3 шт, 3,22 → 4 шт. Число ИЭЭ, в случае аварийной остановки одного из ИЭЭ (аварийный режим №1), при учете допустимой нагрузки, которую генератор может принять за один шаг, равно: ИЭЭ 𝑁раб а.р ИЭЭ факт н.р ИЭЭ доп ИЭЭ 𝑁раб а.р ИЭЭ факт н.р ИЭЭ доп , 1 , ∙ , 1 5,42 → 6 шт., 1 4,63 → 5 шт. , 1 , ∙ , В номинальном режиме запас по мощности ЭЦ должен быть не менее 20% , ∙ , ИЭЭ 𝑁раб рез ЭС 2,89 → 3 шт., , ∙ , 1,2 ∙ 0,58 3,16 → 4 шт. 1,1 ∙ 0,2 Число ИЭЭ, находящиеся в работе при пиковых нагрузках, ИЭЭ 𝑁раб рез ЭС п 𝑃пик ИЭЭ 𝑃пик ИЭЭ 𝑁раб пик 1,386 1,1 ∙ 0,2 6,30 → 7 шт. Учёт допустимого наброса нагрузки на ИЭЭ в режиме пиковых нагрузок ИЭЭ 𝑁раб пик п п 𝑃пик 𝑃расч ИЭЭ δ𝑃пик 1,386 1,2 0,6 ∙ 0,2 2,76 → 3 шт. Число работающих ИЭЭ для обеспечения работы ЭЦ после переходного режима, вызванного аварийным выходом из строя одного из источников, до ввода в работу резервного ИЭЭ п расч ИЭЭ длит ИЭЭ 𝑁раб а.р ИЭЭ 𝑁раб а.р п 𝑃расч 𝑃ИЭЭ длит , 1 , ∙ , 1 0,58 1,6 ∙ 0,2 1 1,1 → 2 шт., 1 1,1 → 2 шт. Число ИЭЭ, одновременно находящихся в работе ИЭЭ 𝑁раб ИЭЭ max 𝑁раб а.р , … 7 шт., ИЭЭ 𝑁раб ИЭЭ max 𝑁раб а.р , … 7 шт. Мощность оборудования ЭЦ, находящегося в ненагруженном режиме, примем равной мощности генерирующего оборудования, тогда ненагр ИЭЭ 𝑁ненагр.рез 𝑃рез ИЭЭ 𝑃ном 44 1000 1000 1 шт. Число ИЭЭ, находящихся в плановом ремонте, ИЭЭ 𝑁пл рем ИЭЭ 𝑁пл рем ИЭЭ раб ИЭЭ ненагр рез ИЭЭ к ИЭЭ пл.рем ∙ 0,62 → 1 шт., ИЭЭ раб ИЭЭ ненагр рез ИЭЭ к ИЭЭ пл.рем ∙ 0,62 → 1 шт. Общее число генерирующего оборудования, установленного в ЭЦ, ИЭЭ ИЭЭ N ИЭЭ N раб1 N ненагр+рем1 7 1 1 9 шт., 1 ИЭЭ ИЭЭ N ИЭЭ N раб2 N ненагр+рем2 7 1 1 9шт. 2 Согласно табл. 8, срок окупаемости равен 7 годам. Расчет приведен только в отношении излишек мощности, выдаваемой в энергосистему. Таблица 8 Данные по затратам на строительство ЭЦ по варианту Г Годы З рг , млн руб. З ээс , млн руб. 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 27,30 38,08 48,86 59,65 70,43 81,21 91,99 102,77 113,55 124,34 135,12 145,90 156,68 167,46 178,24 189,03 199,81 210,59 221,37 232,15 0 15,58 31,16 46,75 62,33 77,91 93,49 109,07 124,66 140,24 155,82 171,40 186,98 202,57 218,15 233,73 249,31 264,89 280,48 296,06 45 2.5. Вариант Д. Параллельная работа с внешней энергосистемой в режиме потребления из сети постоянной мощности и покрытием за счет собственной генерации только максимумов графика нагрузки Схема построения системы электроснабжения по варианту Д аналогична варианту В (см. рис. 12). Связь системы электроснабжения, содержащей РГ с внешней энергосистемой, работает в режиме потребления из сети постоянной мощности. В ЭЦ электроагрегаты распределяются по двум источникам, независимым с точки зрения надежности электроснабжения; РГ предусматривает покрытие полностью всех нагрузок (расчетной, пиковой, аварийный наброс мощности и др.) в нормальном и аварийном режимах работы [25] для всех ЭЦ и для энергосистемы с РГ в целом за исключением постоянной мощности получаемой из сети; ремонтно-эксплуатационный резерв должен обеспечивать проведение капитальных и текущих ремонтов. Расчет производится на основе известных методик и рекомендаций [4, 10, 18]. В нормальном режиме работы отдельного ЭЦ расчетная нагрузка распределяется между двумя независимыми источниками. При аварийном останове одного из источников ЭЭ, второй должен покрыть расчетную нагрузку в полном объёме. Стабилизация работы ЭЦ (набросы нагрузки в аварийных режимах и режимах пиковых нагрузок) независимо от числа находящихся в работе источников ложится на оперативный резерв. Номинальная мощность ИЭЭ п 𝑃расч п 0,53 МВт, 𝑃расч 0,58 МВт, ИЭЭ 𝑃ном 0,4 ∙ 0,53 0,212 МВт, ИЭЭ 𝑃ном 0,4 ∙ 0,58 0,232 МВт. Выбираем газопоршневую электростанцию KG-300SМ («КАМАЭнергетика», г. Набережные Челны) номинальной мощностью ИЭЭ 𝑃ном 300 кВт [24] (Прил. 2). Число одновременно работающих в нормальном режиме однотипных ИЭЭ ИЭЭ 𝑁раб н.р ИЭЭ 𝑁раб н.р п 𝑃расч ИЭЭ 𝑘 𝑃ном зг п 𝑃расч ИЭЭ 𝑘 𝑃ном зг 0,53 0,3 ∙ 0,9 0,58 0,3 ∙ 0,9 46 1,96 → 2 шт., 2,15 → 3 шт. Учитывая работу ЭЦ только в течении нескольких часов в сутки во время максимумов нагрузки на фоне значительных капитальных затрат окупаемость составляет более 8 лет. Сведем результаты расчета в табл. 9. Таблица 9 Результаты сравнительного расчета различных вариантов построения системы электроснабжения с РГ Вариант А Вариант Б Вариант В Вариант Г Вариант Д Стоимость 1 кВтч ЭЭ, руб/кВт·ч 2,882 1,603 1,603 3,831 2,251 Суммарные затраты, млн руб 374,08 219,06 219,06 232,15 138,63 Срок окупаемости, лет 5 2 2 7 8 Наиболее экономичными являются варианты Б и В. Однако необходимо провести оценку технической эффективности, так как экономическая оценка не позволяет сделать вывод о том, насколько надежным будет выбранный вариант. 3. ОЦЕНКА ПОКАЗАТЕЛЕЙ НАДЁЖНОСТИ СЕТИ Для сравнения вариантов необходимо рассчитать показатель надёжности в точках питания. Комплексным показателем надёжности, отражающем свойство безотказности и восстанавливаемости точек питания является коэффициент готовности К г . Данный коэффициент представляет собой вероятность того, что объект окажется в работоспособном состоянии в произвольный момент времени [29] Кг tср tср tВ μ , μ+ω где 𝑡ср – средняя наработка на отказ (средняя продолжительность работы устройства между отказами); 𝑡в – время восстановления; μ сивность восстановления; ω – частота отказов элемента. 47 в – интен- Средние показатели надёжности генераторного оборудования, необходимые для расчёта коэффициента готовности приведены в табл. 10. Таблица 10 Показатели надежности электрогенераторных установок [30] Вид двигателя внутреннего сгорания электрогенераторной установки и электростанции Мощность, кВт 0,5 1 Св. 1 до 30 До 200 Св. 200 до 500 Св. 500 до 1000 Св. 1000 до 5000 До 200 Св. 200 до 500 Св. 500 до 1000 Св. 1000 до 5000 До 5000 Бензиновый Дизельный Газовый Газотурбинный Средняя Среднее время наработка восстановления, ч, на отказ, ч, не более не менее 300 0,5 750 1 850 1000 2 1000 1000 2 1500 3 1000 2 1000 1000 3 1500 4 800 3 Показатели надежности линий электропередачи приведены в табл. 11. Таблица 11 Показатели надежности линий электропередачи Напряжение, кВ Материал опор ω1. 1/год Tв. ч До 1 06–10 – – Металлические Железобетонные 0,25 0,0764 0,009 0,0072 1.7 5 9 10 Деревянные 0,0146 13 Металлические Железобетонные 0,0128 0,0066 8,8 11 Деревянные 0,0144 10,2 35 110 1 Частота отказов в год на 1 км. 48 Коэффициент готовности электроснабжения потребителей в конкретных пунктах питания считается, исходя из топологии сети. При параллельном соединении элементов коэффициент готовности системы К рассчитывается как произведение 𝐾Г каждого элемента 𝐾 𝐾, где 𝑛 – количество элементов. При параллельном соединении элементов КS рассчитывается как 𝐾 1 𝐾 . 1 Коэффициент готовности объекта РГ при автономной работе равен коэффициенту готовности одного агрегата, так как отключение одной единицы генерирующего оборудования может привести к потери устойчивой работы автономной энергосистемы и отключению электроснабжения у потребителей. 𝐾РГ 𝐾Г , где 𝐾Г – коэффициент готовности i-го генератора. Для объекта РГ, работающего параллельно с энергосистемой, коэффициент готовности ЭЦ рассчитывается как эквивалентный коэффициент параллельно работающих агрегатов, так как при отключении одного агрегата внешняя энергосистема позволит поддержать баланс мощности и требуемые параметры электрического режима, необходимые для сохранения электроснабжения потребителей. 𝐾РГ 1 𝐾Г . 1 Коэффициент готовности отдельной линии рассчитывается, исходя из частоты отказов. Частота отказов в табл. 11 приведена на 1 км. Для пересчёта частоты отказов для всей линии необходимо умножить удельный параметр на длину ЛЭП (км): ωЛ ωЛ ∙ 𝑙 . Формула пересчёта средней частоты отказов в среднюю наработку на отказ 𝑡ср ч Л ч Л ∙ , где ωло – погонное значение частоты отказов; 𝑙 – длина ЛЭП. Эквивалентная схема расчёта коэффициента готовности при питании только от энергосистемы приведена на рис. 13. 49 Рис. 13. Эквивалентная схема расчёта для коэффициента готовности при питании нагрузки от сети Коэффициент готовности каждого узла будет рассчитан соответственно 𝐾 𝐾 𝐾сети ∙ 1 1 𝐾 𝐾сети ∙ 1 𝐾сети ∙ 1 1 ∙ 1 𝐾Л 1 𝐾Л ∙ 1 𝐾Л 1 𝐾Л , 𝐾Л . , 1 Эквивалентная схема расчёта коэффициента готовности для варианта построения энергосистемы в автономном режиме приведена на рис. 14. В результате для узла 2 коэффициент готовности будет равен коэффициенту готовности объекта распределённой генерации 𝐾 𝐾РГ , который рассчитывается, исходя из коэффициентов готовности генераторов и их количества. Тогда коэффициенты готовности узлов 1 и 3 𝐾 𝐾РГ ∙ 1 1 𝐾Л , 𝐾 𝐾РГ ∙ 1 1 𝐾Л . 50 Рис. 14. Эквивалентная схема расчёта для коэффициента готовности при питании от объекта РГ Эквивалентная схема для расчёта коэффициента готовности для варианта при питании от объекта РГ и сети приведена на рис. 15. Рис. 15. Эквивалентная схема расчёта для коэффициента готовности при питании от объекта РГ и от сети 51 Коэффициент готовности сети можно принять равным 1. Для оценки варианта топологии сети в целом необходимо оценить общий коэффициент готовности 𝐾общий ∑ 𝐾 ∙∑ . Наиболее надёжное электроснабжение обеспечивает вариант с наибольшим коэффициентом готовности. Приведем пример оценки показателей надежности сети для варианта А. Примем равное распределение мощностей по узлам нагрузки в автономной системе электроснабжения. Коэффициент готовности Кг единичного агрегата К гi tср tср tВ 1000 0,998. 1000 2 Для данного варианта коэффициент готовности объекта РГ рассчитывается как эквивалентный коэффициент параллельно работающих агрегатов КРГ К Гi 0,998. Средняя частота отказов в среднюю наработку на отказ линии 1–2 (6 кВ) 𝑡ср 8760 ч ωЛ 8760 ч ωЛ ∙ 𝑙 8760 ч 0,0764 ∙ 0,8018 143003 ч. Средняя частота отказов в среднюю наработку на отказ линии 2–3 (6 кВ) 𝑡ср 8760 ч ωЛ 8760 ч ωЛ ∙ 𝑙 8760 ч 0,0764 ∙ 0,8332 137607 ч. Коэффициент готовности каждого узла: линия 1–2 (одна линия) 𝐾г ЛЭП 143003 143003 5 52 0,999965; параллельно работающие линии 1–2 𝐾г 1 1 0,999965 1; линия 2–3 137607 137607 6 𝐾г ЛЭП 0,999963; параллельно работающие линии 2–3 𝐾г 1 1 0,999963 1; узел 2 𝐾г_ 𝐾РГ 0,998; узел 1 𝐾г_ 𝐾г_ ∙ 𝐾г 0,998 ∙ 1 0,998; 𝐾г_ 𝐾г_ ∙ 𝐾г 0,998 ∙ 1 0,998. узел 3 Общий коэффициент готовности сети 𝐾г_сети 𝐾г ∙ ∑ 𝐾г ∙ 0,998×0,33 𝐾г ∙ ∑ 0,998 ∑ 0,33 0,998 0,33 0,998. Оценку различных вариантов построения СЭС с РГ необходимо проводить на основании комплексного коэффициента эффективности, являющегося отношением коэффициента технической эффективности, в нашем случае – Кг, к значению относительных затрат. В соответствии с этим показателем для рассматриваемого примера выбираем вариант В: параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки. 53 4. ВЫБОР СЕЧЕНИЯ ЛИНИИ СВЯЗИ СЭС С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ С ВНЕШНЕЙ ЭНЕРГОСИСТЕМОЙ 4.1. Особенности выбора номинального напряжения и сечения проводов линии, связывающей единый ЭЦ с внешней системой Мощность, требуемая от внешней сети для покрытия пиковых набросов нагрузки пик 𝑆внеш.сеть 0,7 МВA. При повторно-кратковременном и кратковременном режимах работы электроприемников (с общей длительностью цикла до 10 мин и длительностью рабочего периода не более 4 мин) в качестве расчетного тока для проверки сечения проводников по нагреву следует принимать ток, приведенный к длительному режиму. Необходимо определить допустимое значение тока в кратковременном режиме. Длительность рабочего периода определяется как продолжительность включения – 5 с по отношению к продолжительности цикла – 10 мин 0,0833 𝑇пк 0,0083. 10 пик 𝑆вн.сеть дл.доп пик внеш.сеть пк , , √ , , 0,073 МВА. Каждая сеть характеризуется номинальным напряжением Uном, на которое рассчитывается ее оборудование (трансформаторы, линии и др.). Номинальное напряжение сети существенно влияет на ее техникоэкономические показатели. Величина номинального напряжения сети зависит от нескольких факторов: мощности потребителей; удаленности их от источника питания; района сооружения сети и класса номинального напряжения существующей сети. Выбор номинального напряжения электрической сети должен производиться совместно с выбором схемы сети. При увеличении номинального напряжения повышается пропускная способность линий и возрастают капиталовложения в сооружение сети, но за счет снижения потерь ЭЭ уменьшаются расходы на эксплуатацию сети. 54 При расчете параметров внешней сети, используемой только для покрытия пиковых нагрузок, вызванных токами намагничивания и пусковыми токами, необходимо учитывать, что данные нагрузки носят преимущественно реактивный характер. Поэтому, для определения номинального напряжения линии, в данном случае, применение зависимостей, учитывающих только активную мощность, не совсем корректно. Рекомендуется использовать зависимости, учитывающие полную мощность. Например, формула Вейкерта 𝑈ном 3 √𝑆 0,5𝑙 . Расчет параметров линии напряжением выше 1 кВ производится в соответствии с методами расчета длительной нагрузки, исходя из экономических соображений. На практике при проектировании сечения проводов выбираются по нормируемым обобщенным показателям, к которым для воздушных линий до 500 кВ относится экономическая плотность тока 𝑗эк , А/мм2. Суммарное сечение F проводов фазы проектируемой ВЛ составляет 𝐼р 𝐹 , 𝑗эк где 𝐼р – расчетный ток линии, А. Значения экономической плотности тока выбираются в зависимости от типа проводника и числа часов использования наибольшей нагрузки. Расчет производится в следующей последовательности. Расчетный ток одной цепи линии равен 73 𝑆нб 𝐼р α 1,05· 2,21, √3·10·2 √3𝑈ном 𝑛ц где α – коэффициент, учитывающий изменение нагрузки по годам эксплуатации линии за расчетный период. Очевидно, что для линии, работающей в рассматриваемом примере в повторно-кратковременном режиме, значения сечений проводников, выбранных по экономической плотности тока и по нагреву, будут незначительны. Но, мы обязаны произвести их расчет в соответствии с ПУЭ. Например, расчетное значение сечения провода по экономической плотности тока для рассматриваемого примера составит 𝐹ЭЦ где ЭЭС , р , эк 1,6 мм2, – расчетный ток линии в нормальном режиме; номической плотности тока. 55 – норматив эко- Определяющим, в данном случае, будет выбор по условиям механической прочности. Выберем для рассматриваемого примера ВЛ со сталеалюминевыми проводами сечением 120/19 мм2. 4.2. Особенности выбора сечения линии, связывающей единый ЭЦ с внешней системой по допустимой потере напряжения Методы выбора сечений по допустимой потере напряжения широко известны. Потерей напряжения ΔU называют разность напряжений в начале и конце линии (участка линии). ΔU принято определять в относительных единицах по отношению к номинальному напряжению. Величина допустимой потери напряжения в ЛЭП складывается из двух составляющих: потери напряжения в активном сопротивлении и потери напряжения в реактивном сопротивлении. Полученная величина не должна быть больше допустимой потери напряжения. Если же она оказалась больше допустимой, то придется взять провод большего (следующего) сечения и произвести расчет повторно. Расчет производится, исходя из предварительно заданного сечения, которое проверяется по потерям напряжения по формуле 𝑈ЭЭС 𝑈ЭЦ Δ𝑈Л δ𝑈Л , где Δ𝑈Л – продольная составляющая потерь напряжения; δ𝑈ВЛ – поперечная составляющая потерь напряжения. Δ𝑈Л 𝑃Л 𝑅Л 𝑄Л 𝑋Л , 𝑈ЭЭС δ𝑈Л 𝑃Л 𝑋Л 𝑄Л 𝑅Л . 𝑈ЭЭС При расчете сетей напряжением 110 кВ и ниже пренебрегают поперечной составляющей потери напряжения. В соответствии с ГОСТ 32144–2013 по качеству ЭЭ в системах электроснабжения общего назначения одиночные быстрые изменения напряжения вызываются, в основном, резкими изменениями нагрузки в электроустановках потребителей, переключениями в системе либо неисправностями и характеризуются быстрым переходом среднеквадратического значения напряжения от одного установившегося значения к другому. 56 Обычно одиночные быстрые изменения напряжения не превышают 5% в электрических сетях низкого напряжения и 4% – в электрических сетях среднего напряжения, но иногда изменения напряжения с малой продолжительностью до 10% 𝑈ном и до 6% 𝑈с , соответственно, могут происходить несколько раз в день. Если напряжение во время изменения пересекает пороговое значение начала провала напряжения или перенапряжения, одиночное быстрое изменение напряжения классифицируют как провал напряжения или перенапряжение. Нормально допустимые и предельно допустимые значения установившегося отклонения напряжения равны, соответственно, ± 5% и ± 10%. [21] Особенностью проверки по падению напряжения для рассматриваемого примера является преобладание реактивной нагрузки, определяющей токи намагничивания и пусковой ток АД. При отсутствии точных данных о значениях активной и реактивной составляющих импульса, в расчете рекомендуется принимать tgφ 𝑘пуск 1, tgφ 𝑘нам 1. Для рассматриваемого варианта В: 0,7 МВA; tgφ = 4; cosφ = 0,24; Рл= 0,17 МВА; Qл = 0,68 Мвар. Длина линии – 1 км. Сталеалюминевые провода сечением 120/19 мм2. Rл = 0,245 Ом. Величина реактивного сопротивления проводников x0 слабо зависит от сечения провода F: для воздушных ЛЭП x0 = 0,36 – 0,46 Ом/км; для кабельных ЛЭП напряжением 6 – 10 кВ x0 = 0,06 – 0,09 Ом/км; для кабельных ЛЭП напряжением 35 кВ x0 = 0,11 – 0,13 Ом/км. Для проверки проводов по допустимой потере напряжения в рассматриваемом примере определяем продольную составляющую потери напряжения пик 𝑆внеш.сеть Δ𝑈ЭЦ , ЭЭС 𝑈А 𝑈 𝑈ном , , 𝑈 Δ𝑈∑ , 100% , 0,035 кВ, 10,465 кВ, 10,5 57 10,465 100% 10,5 0,3 %. Полученная величина не превышает допустимую потерю напряжения в нормальном режиме. Для рассматриваемого примера короткой линии падение напряжения не явилось фактором, определяющим сечение ВЛ. Наибольшее значение сечения проводника было выбрано по механической прочности для ВЛ, сооружаемой на двухцепных опорах. Рассмотрим выбор сечения для того же потребителя, но при одноцепной линии протяженностью 20 км и II района по гололеду. Выбираем сталеалюминевые провода сечением 35/6,2 мм2. Δ𝑈ЭЦ ЭЭС , , , , , 0,85 кВ. 𝑈 9,65 кВ. 𝑈А 𝑈 10,5 9,65 Δ𝑈∑ 100% 100% 8,1 %. 10,5 𝑈ном В данном случае потребуется увеличение сечения линии. Для студентов очной формы обучения в рамках лабораторных работ производится экспериментальная проверка результатов выбора номинального напряжения и сечения линии связи РГ с внешней ЭЭС с применением теории подобия [7]. Результаты проверки представляются в курсовой работе. 5. РАЗРАБОТКА ОСНОВНЫХ ПРОЕКТНЫХ РЕШЕНИЙ ЭЦ В СИСТЕМЕ С РГ 5.1. Общие требования к основным проектным решениям ЭЦ в системе с РГ В КР разрабатываются основные проектные решения ЭЦ. В случае выбора варианта с единым ЭЦ (А и Б) решения разрабатываются для данного единственного ЭЦ. При выборе варианта с РГ (В, Г, Д) проектированию подлежит ЭЦ с наибольшей мощностью. Состав разделов проектной документации и требования к их содержанию установлены Постановлением Правительства Российской Федерации от 16 февраля 2008 г. № 87 [37]. В соответствии с этим документом подраздел «Система электроснабжения» раздела 5 должен содержать: 1) в текстовой части: а) характеристику источников электроснабжения в соответствии с техническими условиями на подключение объекта капитального строительства к сетям электроснабжения общего пользования; 58 б) обоснование принятой схемы электроснабжения; в) сведения о количестве электроприемников, их установленной и расчетной мощности; г) требования к надежности электроснабжения и качеству ЭЭ; д) описание решений по обеспечению ЭЭ электроприемников в соответствии с установленной классификацией в рабочем и аварийном режимах; е) описание проектных решений по компенсации реактивной мощности, релейной защите, управлению, автоматизации и диспетчеризации системы электроснабжения; ж) перечень мероприятий по экономии ЭЭ; з) сведения о мощности сетевых и трансформаторных объектов; и) решения по организации масляного и ремонтного хозяйства для объектов производственного назначения; к) перечень мероприятий по заземлению (занулению) и молниезащите; л) сведения о типе, классе проводов и осветительной арматуры, которые подлежат применению при строительстве объекта капитального строительства; м) описание системы рабочего и аварийного освещения; н) описание дополнительных и резервных источников ЭЭ; о) перечень мероприятий по резервированию ЭЭ. 2) в графической части: п) принципиальные схемы электроснабжения электроприемников от основного, дополнительного и резервного источников электроснабжения; р) принципиальную схему сети освещения, в том числе промышленной площадки и транспортных коммуникаций, – для объектов производственного назначения; с) принципиальную схему сети освещения – для объектов непроизводственного назначения; т) принципиальную схему сети аварийного освещения; у) схемы заземлений (занулений) и молниезащиты; ф) план сетей электроснабжения; х) схему размещения электрооборудования (при необходимости). В КР, учитывая большой объем работы, разрабатывается только часть документов. Объем разрабатываемого графического материала определятся преподавателем при выдаче задания. 59 В рамках пункта п): – структурная схема электроснабжения ЭЦ*; – схема электроснабжения потребителя от ЭЦ; – схемы первичных соединений ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ*; – схема электрическая принципиальная КТП собственных нужд ЭЦ*; – схема размещения защит по трансформаторам тока; – карта уставок ЭЦ автономной энергосистемы. В рамках пункта р): – план наружного электроосвещения ЭЦ. В рамках пункта у): – план заземления ЭЦ; – план молниезащиты ЭЦ. В рамках пункта ф): – план кабельных трасс. В рамках пункта х): – план расположения электрооборудования ЭЦ*; – план расположения оборудования в ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ*. Схемы, обязательные для разработки отмечены звездочкой (*). Данные планы и схемы разрабатываются на листах формата А3 и А2. Рекомендуется разработка схем в специализированной программе AutoCad. Примеры оформления графического материала представлены на рис. П.3.1, 3.2 (Прил. 3) и в раздаточным материале (рис. П.3.3, П3.4, П3.5, П.3.6, П.3.7). 5.2. Структурная схема электроснабжения от ЭЦ В структурной схеме электроснабжения потребителя от ЭЦ показывается всё основное оборудование и взаимосвязи между ним. Пример структурной схемы электроснабжения ЭЦ на базе 13-ти агрегатов KG-500SМ, работающих на газе из внешней сети представлен на рис. П.3.1. На данной схеме показываются основные элементы газоснабжения: газопровод, блок подготовки топливного газа (БПТГ), технологическая обвязка от БПТГ до электроагрегатов. Основные требования к БПТГ: производительность, входное и выходное давления могут указываться как по тексту, так и на структурной схеме. 60 5.3. Принципиальная электрическая схема электроснабжения потребителя от ЭЦ Пример схемы электроснабжения потребителя от ЭЦ представлен на рис. П.3.2. Данная схема должна отражать взаимосвязь ЭЦ с потребителем и содержать все необходимые данные для расчета нагрузок ЭЦ. 5.4. Схема первичных соединений ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ Схема первичных соединений ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ должна предусматривать необходимый набор оборудования для подключения источников ЭЭ, основных потребителей, потребителей собственных нужд и обеспечивать требуемую надежность электроснабжения [36]. Основными этапами разработки схемы первичных соединений являются: – выбор типа и номинального тока высоковольтных выключателей ячеек; – выбор прибора учета ЭЭ; – расчет необходимых коэффициентов трансформации трансформаторов тока; – выбор устройства релейной защиты; – выбор типа ячеек и номера схемы главных цепей; – расчет токов сборных шин и шинного моста. Пример схемы первичных соединений (главных цепей) ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ для подвариантов Б.2 и Д.2 представлен на рис. П.3.3 (см. раздаточный материал). Схема на рис. П.3.3 соответствует варианту работы ЭЦ с внешним источником по двум вводам через ячейки 13 и 14. Выбор номера схемы главных цепей ЗРУ-6 (10) кВ производится по каталогам завода-изготовителя высоковольтных ячеек. В настоящее время в РФ выпускаются различные комплектные распределительные устройства напряжением 6÷10 кВ: К-63, К-59 и др. В качестве примера рассмотрим некоторые из них. В Приложениях 4, 5 представлены примеры принципиальных схем электрических соединений главных цепей шкафов КРУ СЭЩ-63, К-59. 61 5.5. Схема электрическая принципиальная КТП собственных нужд ЭЦ При разработке схемы КТП-СН необходимо, кроме нормального и аварийных режимов работы, предусмотреть режим пуска «с нуля». Данный режим, как правило, реализуется в виде следующего алгоритма: 1) в начальный момент времени все потребители ЭЦ обесточены; 2) после пуска ДЭС питание поступает на КТП-СН и далее распределяется по потребителям; 3) после пуска БПТГ газ поступает на электроагрегаты; 4) пуск одного или нескольких электроагрегатов; 5) подключение, в качестве нагрузки, одного или нескольких трансформаторов КТП-СН в режиме холостого хода; 6) переключение питания с резервной ДЭС на основной источник посредством АВР. При этом необходимо обеспечить время переключения, допустимое для стабильной работы БПТГ, так как даже при кратковременном пропадании его электроснабжения (свыше допустимого времени) может произойти перебой в системе газоснабжения и электроагрегат(ы) остановится; 7) останов резервной ДЭС. Следовательно, КТП СН ЭЦ должно предусматривать возможность работы от трех источников ЭЭ: – ввод 1 на напряжении 6(10) кВ от ЗРУ ЭЦ через трансформатор Т1 6(10)/0,4 кВ; – ввод 2 на напряжении 6(10)кВ от ЗРУ ЭЦ через трансформатор Т2 6(10)/0,4 кВ; – ввод 3, как правило, на напряжении 0,4 кВ от резервной ДЭС без трансформации сразу на сторону НН КТП-СН. Необходимо предусмотреть возможность как автоматического, так и ручного ввода резерва, переключения между вводами. Целесообразно разбить потребителей по различным секциям шин, соответствующих различным категориям надежности электроснабжения. 5.6. План расположения оборудования ЭЦ На плане показывается основное оборудование ЭЦ и его взаиморасположение. На листе размещается экспликация. В обязательном порядке показывается генерирующее оборудование, закрытое распределительное устройство ЗРУ-6(10)кВ, комплектная трансформаторная подстанция собственных нужд КТП-СН, резервная ДЭС, блок подготовки топливного газа (БПТГ). 62 5.7. План расположения оборудования в ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ На данном плане отражается весь состав основного оборудования, указанный в схеме первичных соединений ЗРУ-6(10) кВ ЭЦ. Размещение оборудования в ЗРУ-6(10) кВ выполняется в соответствии с действующими нормативными документами. Габариты ЗРУ-6(10) кВ отражаются на плане расположения электрооборудования ЭЦ. Пример плана расположения оборудования в ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ представлен на рис. П.3.2. Контрольные вопросы 1. Перечислите исходные данные для принятия решения по строительству собственного ЭЦ или группы ЭЦ. 2. Каким образом производится оценка целесообразности строительства собственных объектов генерации и выбор первичного источника энергии? 3. Что включает в себя замысел построения энергосистемы, содержащей РГ? 4. Назовите основные варианты построения энергосистемы, содержащей собственную генерацию. 5. Как рассчитываются установленная, единовременная и пиковая мощности потребителей? 6. Состав и особенности функционирования энергосистемы, содержащей единый ЭЦ, работающий в автономном режиме. 7. Состав и особенности функционирования энергосистемы, содержащей единый ЭЦ, работающий в параллель с внешней энергосистемой. 8. Состав и особенности функционирования автономной энергосистемы, содержащей РГ без строительства внутрисистемных связей. 9. Состав и особенности функционирования автономной энергосистемы, содержащей РГ со строительством внутрисистемных связей. 10. Состав и особенности функционирования энергосистемы, содержащей РГ со строительством внутрисистемных связей с подключением к внешней энергосистеме. 11. Состав проектной документации подраздела «Система электроснабжения». 12. Перечислите основные элементы и блоки ЭЦ в системе с РГ. 13. Особенности расчета мощности и количества источников ЭЭ в зависимости от варианта построения энергосистемы, содержащей собственную генерацию. 14. Особенности выбора сечений электрических проводников внутрисистемных связей в зависимости от варианта построения энергосистемы, содержащей собственную генерацию. 63 СПИСОК РЕКОМЕНДУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ Основной 1. Глазунов, А.А. Проектирование районной электрической сети: методические указания к курсовому проектированию / А.А. Глазунов, Г.В. Шведов. – М.: Изд-во МЭИ, 2010. 2. Власова, Т.А. Электроснабжение жилого района города: методические указания к курсовому проекту и расчетному заданию / Т.А. Власова, А.А. Глазунов, Г.В. Шведов. – М.: Изд-во МЭИ, 2015. Дополнительный 3. Справочник по проектированию электрических сетей / под ред. Д.Л. Файбисовича. – М.: Изд-во НЦ ЭНАС, 2009. 4. Удинцев, Д.Н. Выбор числа и мощности генерирующего оборудования энергоцентров в автономных системах электроснабжения и в системах с распределённой генерацией / Д.Н. Удинцев, Г.В. Шведов, М.Е. Шонин // Энергетик. – 2020. – №2. 5. Артемьев, И.Б. Выбор генерирующего оборудования для объектов распределенной генерации / И.Б. Артемьев, А.М. Синельников //Турбины и Дизели. – 2015 – март-апрель. 6. Правила устройства электроустановок. Издание седьмое. Утверждены Приказом Минэнерго России от 08.07.2002, № 204. 7. Удинцев, Д.Н. Исследование режимов системы электроснабжения, содержащей распределенную генерацию: лабораторный практикум / Д.Н. Удинцев, А.В. Хлебнов, С.В. Шульженко и др. – М.: Изд-во МЭИ, 2021. СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМОЙ ЛИТЕРАТУРЫ 8. Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей. Часть 1. Энергетические газотурбинные установки / В.Г. Семенов, В.С. Дубенец, Г.Г. Ольховский и др. – М.: НП «Российское теплоснабжение», 2004. URL: http://www.rosteplo.ru /Tech_stat/ stat_shablon.php?id=787. 64 9. Энергетические газотурбинные установки и энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей. Часть 2. Энергетические установки на базе газопоршневых и дизельных двухтопливных двигателей / В.Г. Семенов, В.С. Дубенец, Г.Г. Ольховский и др. – М.: НП «Российское теплоснабжение», 2004. URL: http: // www.rosteplo.ru /Tech_stat /stat_shablon.php?id=788. 10. Выбор количества электроагрегатов электростанций ПАО «Газпром». СТО Газпром 2-6.2-208-2008. 11. Схема и программа развития Единой энергетической системы России на 2018 – 2024 г. Приказ Минэнерго России от 28 февраля 2018 г. № 121. URL: https://minenergo.gov.ru/node/11323. 12. Указания по расчету электрических нагрузок. РТМ 36.18.32.4-92. 13. Тарифы на электроэнергию с 1 января 2021 г. в Москве. URL: http://mnogotarifnik.ru/tarifs/. 14. Как рассчитать тарифы на электроэнергию для предприятий. URL: http://newtariffs.ru/info/kak-rasschitat-tarify-na-elektroenergiyu-dlyapredpriyatii. 15. Иркутскэнергосбыт. URL: https://sbyt.irkutskenergo.ru/qa/6251.html. 16. Сценарные условия развития электроэнергетики Российской Федерации на период до 2030 года. – ЗАО «Агентство по прогнозированию балансов в электроэнергетике», 2010. 17. Стоимость природного газа. URL: http://www.sargc.ru/stoimostprirodnogo-gaza.html. 18. РД 51-31323949-31-98. Выбор количества электроагрегатов электростанций ПАО «Газпром». 19. Расчёт стоимости 1 кВтч вырабатываемой электроэнергии. URL: http://www.gazecos.ru/calc_kvh.html. 20. Приказ департамента тарифного регулирования Томской области № 6-585 от 11.12.2019 «О тарифах на электрическую энергию». 21. Оценка потенциала выработки электроэнергии из отходов жизнедеятельности человека в системах электроснабжения городов. Д.Н. Удинцев, Г.В. Шведов, Е.С. Королёва и др. // Электроэнергия. Передача и распределение. – 2020. – №3. – СС. 14-18. 22. Сайт ФГБУ Ситуационно-аналитического центра Минэнерго России. URL: http://www.сацминэнерго.рф/map/Pages/emergency_situations.aspx. 23. Газотурбинные установки. Энергетическая линейка. ОАО «Сатурн – Газовые турбины». Перспективы расширения на рынке // Газотурбинные технологии. Специализированный информационно-аналитический журнал. – Рыбинск. –2010. – июнь. СС. 12-15. URL: http: // gtt.ru/wp-content /uploads/2015/12/gtt_saturn_2010.pdf. 65 24. Газопоршневые электростанции ГПЭС. URL: https://www.rkompleks.ru/gazoporshnevye-elektrostancii/. 25. Газопоршневая электростанция KG-500SM. URL: https://www.kamae.ru /catalog/gazoporshnevie-jelektrostancii/product/kg-500sm/). 26. Поспелов, Г.Е. Энергетические системы / Г.Е. Поспелов, В.Т. Федин. – Минск.: Вышэйшая школа, 1974. 27. Мини–ТЭЦ с котельной без иллюзий. URL: http://meteoenergetic.ru. 28. Газотурбинные электростанции ГТЭС-2500, ГТЭС-4000 и ГТЭС6000. Техническое предложение. URL: http://www.rus-tt.ru/netcat_files /163/52 /h_544264d37c517b3eb26185207fa3bf80. 29. ГОСТ Р 27.002-2009 Надежность в технике. Термины и определения. 30. ГОСТ Р 53176-2008 Установки электрогенераторные с бензиновыми, дизельными и газовыми двигателями внутреннего сгорания. Показатели надежности. Требования и методы испытаний. 31. Cайт ФСК ЕЭС. Главная / Потребителям / Услуги по технологическому присоединению. URL: http://portaltp.fsk-ees.ru/sections/Map/map.jsp. 32. Двухстадийное проектирование. URL: http://pkgefest.ru/services_1_ stadii_proektirovaniya_predproektnye_predlozheniya.html. 33. Задание на проектирование. Экономический словарь. 2010. URL: https://dic.academic.ru/dic.nsf/econ_dict/5810. 34. Оформление задания на проектирование. URL: http://www.psgroup.ru/ 001/technical_specification.html. 35. Защита электрических сетей 0,4 кВ: учебно-метод. пособие / сост. Р.П. Короткий, В.Н. Курапин, В.В. Цыганов. – Волгоград: Волгогр. гос. с.-х. акад., 2007. 36. Илюшин, П.В. Автоматика управления нормальными и аварийными режимами энергорайонов с распределенной генерацией: монография / П.В. Илюшин, А.Л. Куликов. – Нижний Новгород: НИУ РАНХиГС, 2019. 37. Постановление Правительства РФ от 16.02.2008 № 87 (ред. от 21.04.2018) «О составе разделов проектной документации и требованиях к их содержанию». 66 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Институт электроэнергетики Кафедра электроэнергетических систем Задание на курсовую работу «Расчет основных параметров системы элекроснабжения с распределенной генерацией» по дисциплине «Системы электроснабжения с распределенной генерацией» Группа Э – – Студент Данная КР является логическим продолжением одного из курсовых проектов «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» и «Проектирование системы электроснабжения жилого района города» по курсу «Системы электроснабжения городов и промышленных предприятий». Исходные данные А. Из задания к одному из указанных выше курсовых проектов берутся данные по нагрузкам и распределению потребителей. Б. Собираются студентом самостоятельно: наличие, стоимость источников энергии (газ, уголь, ветер, гидроресурсы и др.); стоимость ЭЭ для данного потребителя; ограничения на строительство ЭЦ; удаленность ЭЦ от потребителя и др. Содержание задания 2.1. Анализ исходных данных на предмет целесообразности создания автономной энергосистемы или РГ. 2.2. Разработка замысла (состав, структура, расположение ЭЦ и др.) построения энергосистемы и его технико-экономическая оценка для следующих вариантов. 67 А. Изолированная работа системы электроснабжения с РГ. Б. Питание нагрузки в нормальном режиме полностью от собственного энергоцентра. В аварийном режиме от внешней ЭЭС по одной цепи. В. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет внешней энергосистемы только пиковых набросов нагрузки (пуск мощных асинхронных двигателей, токи намагничивания трансформаторов). Г. Параллельная работа с внешней энергосистемой и покрытием за счет собственной генерации нагрузки в полном объеме с передачей избытков мощности во внешнюю энергосистему. Д. Параллельная работа с внешней энергосистемой в режиме потребления из сети постоянной мощности и покрытием за счет собственной генерации только максимумов графика нагрузки. Все варианты должны включать выбор типа источника ЭЭ и марки генерирующей установки для ЭЦ. Обоснование мощности и состава ЭЦ. 3. Технико-экономическое сравнение разработанных в рамках КР вариантов с разработанным в рамках курсовых проектов «Проектирование системы электроснабжения промышленного предприятия» или «Проектирование системы электроснабжения жилого района города» вариантом электроснабжения от стационарной энергосистемы. Выбор одного варианта с РГ. 4. Выбор сечений линии связи СЭС с распределенной генерации и внешней энергосистемы. 5. Разработка основных проектных решений автономного ЭЦ. 5.1. Структурной схемы системы электроснабжения. 5.2. Разработка схемы первичных соединений и плана расположения оборудования ЗРУ-6 (10) кВ ЭЦ. 5.3. Разработка схемы электрической принципиальной КТП собственных нужд ЭЦ. 5.4. Разработка планов расположения электрооборудования ЭЦ. По результатам выполнения курсового проекта оформляется расчетно-пояснительная записка, отражающая все пункты задания и графическая часть (см. раздел 5). Дата выдачи задания « » 20__ г. Руководитель курсового проекта 68 ПРИЛОЖЕНИЕ 2 Основные характеристики газопоршневой электростанции KG-500SМ 500 кВт (https://www.kama-e.ru/catalog/gazoporshnevie-jelektrostancii/product/kg-500sm/) Наименование параметра Ед. изм. Значение Номинальная мощность кВт 500 Номинальное напряжение В 400 Межремонтный ресурс час 50 000 Срок службы лет 20 Срок монтажа мес. 2 Расход топливного газа в номинальном режиме м3/ч 136 Габариты станции м 2,11,3 1,57 Стоимость ГПУ в контейнере (ориентировочно) млн руб 2,5 69 70 Рис. П П.3.1. Принцип пиальная электр рическая схемаа электроснабж жения нефтегаззового месторож ждения от двух х ГТЭС-6000 Распр ределительное устройство у по отребителя Обор рудование ЭЦ Образцы ы разрабатыв ваемого в КР Р графическо ого материал ла (частть рисунков будет предсставлена в ка ачестве граф фического ма атериала) ПРИЛОЖЕНИ П ИЕ 3 71 Рис. П..3.2. План расположения элек ктрооборудован ния в РУ 6 кВ. 72 Рис. П.4 При имер принци ипиальных сххем электрических соеди инений главных цепей шкафов ш КРУ У СЭЩ-63 ПРИЛОЖЕНИ П ИЕ 4 73 Рис. П.5 5 Пр ример принц ципиальныхх схем электр рических соеединений гла авных цепей й шкафов КР РУ К-59 ПРИЛОЖЕНИ П ИЕ 5 74 Расчет конечной роозничной цен ны для потреебителей Пер рвой Ценово ой Категории и ПРИЛОЖЕНИ П ИЕ 6 Учебное издание Удинцев Дмитрий Николаевич Шульженко Сергей Витальевич Чувашев Роман Сергеевич Валиева Эльмира Тофиковна РАСЧЕТ ОСНОВНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ С РАСПРЕДЕЛЕННОЙ ГЕНЕРАЦИЕЙ Практикум Редактор Е.Б. Бурдюкова Компьютерная верстка А.В. Худяковой 75 Подписано в печать 25.02.22. Печ. л. 4,75 Тираж 50 экз. Печать цифровая Изд. № 21у-128 Формат 60х84 1/16 Заказ Оригинал-макет подготовлен в РИО НИУ «МЭИ». 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 14. Отпечатано в типографии НИУ «МЭИ». 111250, г. Москва, ул. Красноказарменная, д. 13. 76
