Разработка методики выбора и рационального использования когенерационных систем в качестве источника электроэнергии на предприятии по технико-экономическим критериям

• Автор: Харитонов, Дмитрий Александрович
• Шифр специальности: 05.09.03
• Научная степень: Кандидатская
• Год защиты: 2007
• Место защиты: Москва
• Количество страниц: 160 с. : ил.

1. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ КОГЕНЕРАЦИОННОГО ПАРКА

ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ ПРОБЛЕМ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ ПРОМЫШЛЕННЫХ ПРЕДПРИЯТИЙ

1.1 Анализ перспектив развития крупной энергетики в России

1.2 Обоснование использования когенерационных систем малой мощности в качестве источников тепловой и электрической энергии на предприятиях
1.3 Анализ параллельного и автономного режима работы источника электроэнергии малой мощности и энергосистемы

1.4 Цели и задачи исследования

2. ОСОБЕННОСТИ КОГЕНЕРАЦИОННЫХ УСТАНОВОК И КРИТЕРИИ ЦЕЛЕСООБРАЗНОСТИ ИХ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ
2.1 Особенности работы газопоршневых установок. Конструкция и технические ограничения
2.2 Особенности работы газотурбинных установок. Конструкция и технические ограничения
2.3 Особенности работы парогазовых установок. Конструкция и технические ограничения

2.4 Сравнительный анализ преимуществ и недостатков разных типов установок

2.5 Выводы по главе
3. ОПРЕДЕЛЕНИЕ ЧИСЛА И МОЩНОСТИ ГАЗОПОРШНЕВЫХ УСТАНОВОК. ВЛИЯНИЕ РЕЖИМА РАБОТЫ ГПУ НА ПАРАМЕТРЫ ИСТОЧНИКА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ПРЕДПРИЯТИЯ
3.1 Анализ характеристик и определение типовых мощностей ГПУ
3.2 Анализ влияния эксплуатационных характеристик на коэффициент готовности установок различной мощности
3.3 Определение состава мини-ТЭЦ при её работе в качестве основного и вспомогательного источника питания

3.4 Оценка использования ГПУ в режиме «срезания пика» и в режиме постоянной загрузки по экономическим и надежностным характеристикам
3.5 Выводы по главе
4. ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ГПУ НА ПРЕДПРИЯТИИ
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩЕЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ, ОРГАНИЗАЦИЯ РАБОТЫ С СЕТЬЮ, СХЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ
4.1. Описание предприятия. Существующая схема электроснабжения. Графики нагрузки и состав потребителей
4.2. Оценка надежности внешней системы электроснабжения существующей схемы
4.3. Экономическое обоснование использования вариантов схемного включения ГПУ в электрическую сеть предприятия
4.4. Сравнение надежности источников питания с учетом ГПУ
4.5. Разработка алгоритмов работы собственного источника электроэнергии в зависимости от назначения ГПУ
4.6. Выводы по главе
РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ
ЛИТЕРАТУРА
ПРИЛОЖЕНИЯ
Приложение П1. Электроснабжение ЗАО «ИНТЕГРА Л-РП» от
когенераторов, используемых в качестве основного источника
электроэнергии.
Приложение П2. Электроснабжение ЗАО «ИНТЕГРАЛ-РП» от
энергосистемы с использованием ГПУ в качестве вспомогательного источника электроэнергии.
Приложение ПЗ. Схема включения ГПУ в газораспределительную сеть предприятия.

Приложение П4. Схема включения ГПУ в тепловую сеть предприятия. Приложение П5. Схема АВР генератора при отключении обоих вводов от энергосистемы.
Приложение П6. Акты внедрения результатов.

рабочих лопаток последних ступеней составляет в среднем только 50 тыс. часов.
Капитальный ремонт часто запускаемой ПТУ осуществляется через каждые 3 года, а это даже при непрерывной работе - 24 тыс. часов.
Здесь целесообразно упомянуть о ресурсе газотурбинных установок (ГТУ), о которых будет сказано ниже. Для некоторых российских ГТУ достигнутая наработка без капитального ремонта - 30-35 тысяч часов; средняя наработка между капитальными ремонтами, конечно, меньше. За рубежом расчетный срок службы лопаток турбин установлен, и он равен 50 тыс. часов. Однако срок службы этих и других высокотемпературных компонентов ниже расчетного.
Таким образом, произошедшая в конце 20 века техническая революция в области поршневых двигателей внутреннего сгорания сделала их конкурентоспособными по техническим параметрам как с ПТУ, так и с ГТУ [23]. Однако Программа развития ЕЭС России до 2010 года, разработанная по заданию РАО «ЕЭС России», предусматривает строительство и реконструкцию электростанций с ПТУ и ГТУ, причем для наиболее относительно прогрессивных электростанций с ГТУ (включая парогазовые установки) к 2010 году составит всего 8,5%. При этом, все это строительство и реконструкцию будут оплачивать предприятия-покупатели электроэнергии через инвестиционную и амортизационную составляющие тарифа [33,35].
Стоимость 1 кВт электростанции на базе ДВС: от 500 до 800 долларов США, включая затраты на подведение газа, проектирование мини-ТЭЦ и монтаж-наладку оборудования. Удельная стоимость газовой конденсационной электростанции (основного оборудования без вспомогательных затрат) на конец 2000 года - 860 долларов/кВт.