Стартовая >> Архив >> Генерация >> Опыт проектирования установки регулируемых приводов

Опыт проектирования установки регулируемых приводов

Оглавление
Опыт проектирования установки регулируемых приводов
Результаты расчетов

Опыт проектирования институтом Белнипиэнергопром установки регулируемых приводов на объектах энергетики Республики Беларусь

Королев В. Н., Егорушкин С. В.

Внедрение регулируемых электроприводов (далее РЭП, в данной статье под термином регулируемый электропривод понимается комплект, состоящий из электродвигателя и преобразователя частоты) в энергетике Республики Беларусь началось более 20 лет назад. Поскольку институт Белнипиэнергопром является генпроектной организацией всех электростанций, крупных котельных, насосных станций в республике, то большинство внедрений РЭП проводилось либо по проектам, выполненным институтом, либо при его участии. Еще в 1980 г. на Минской ТЭЦ-4 введен в эксплуатацию РЭП дутьевого вентилятора мощностью 1000 кВт по схеме машины двойного питания (разработка ВНИИЭ, г. Москва). На той же ТЭЦ-4 в период 1988 - 1998 гг. введены в действие РЭП на механизмах, сведения о которых приведены в таблице.
Большинство из этих РЭП вводилось в опытном порядке, в единичных экземплярах. Фактически Минская ТЭЦ-4 является полигоном для промышленных испытаний разрабатываемых отечественных образцов новой техники в области регулируемого электропривода.
Примерно с 1996 - 1997 гг. в связи с появлением на рынке СНГ ряда фирм с широкой номенклатурой РЭП начался период интенсивного внедрения РЭП различных типов мощностью от единиц до сотен и тысяч киловатт.
Начиная с 1997 г. ежегодно концерном Белэнерго утверждается программа внедрения РЭП на конкретных механизмах суммарной мощностью до 15 тыс. кВт в год, однако в связи с задержками финансирования проектов внедряется РЭП суммарной мощностью 5-6 тыс. кВт в год.
Положительные стороны внедрения РЭП в настоящее время общеизвестны, много раз доказаны и уже практически воспринимаются как аксиомы.
Некоторые преимущества, получаемые в результате внедрения РЭП на объектах энергетики, можно оценить достаточно просто и точно количественно, например:
непосредственную экономию электроэнергии, затрачиваемой механизмами с электроприводами (по статистике она составляет в среднем 25 - 40%);
экономию топлива, воды и других энергоресурсов;
уменьшение выбросов и отходов в окружающую среду (СО2, NOx, SO и др.);
повышение КПД энергоисточников;
увеличение количества отпускаемой энергоисточниками электрической и тепловой энергии без дополнительного ввода генерирующих мощностей.
Другие положительные факторы оценить количественно сложнее, и поэтому они, как правило, не учитываются при оценках и расчетах экономической эффективности внедрения РЭП. К ним можно отнести:
улучшение, оптимизацию технологических процессов;
уменьшение аварийности из-за повреждений тепломеханического и электротехнического оборудования (сальников запорной арматуры, подшипников электродвигателей и механизмов, пускозащитной электроаппаратуры и др.) вследствие отсутствия пусковых токов, гидроударов в сетях;
увеличение срока службы приводных механизмов, коммутационной аппаратуры;
увеличение межремонтных интервалов, уменьшение числа плановых и неплановых ремонтов и соответственно затрат рабочего времени и ремонтных материалов.
Несмотря на то, что накоплен довольно большой опыт проектирования, наладки и эксплуатации РЭП, все же нередко при внедрении РЭП фирмами-поставщиками, коммерческими фирмами- посредниками делаются технические ошибки и экономические просчеты. Остановимся на наиболее характерных ошибках, приводящих к отрицательным результатам.

  1. В ряде случаев РЭП устанавливались на оборудовании, редко используемом в эксплуатации.
  2. РЭП устанавливались на механизмах, работающих большую часть времени на номинальной мощности.
  3. РЭП устанавливался силами эксплуатационного персонала без проекта, без расчета экономической эффективности, без анализа и пересмотра условий АВР, защит, блокировок.


Рис. 1. График зависимости минимальной годовой экономии электроэнергии от тарифа

В первых двух случаях затраты на установку РЭП не окупались, цели не достигались. В третьем случае - происходили если не аварии, то нарушения режимов технологической системы, где внедрялся РЭП, вследствие неправильной работы АВР при снижении давления в трубопроводе посредством РЭП.

  1. В некоторых отчетах о внедрении РЭП приводятся цифры экономии электроэнергии 60 - 70%, что свидетельствует либо о некорректном учете, либо о том, что установленное оборудование имеет явно завышенную мощность.
  2. Внедрение РЭП фирмами-поставщиками, фирмами-посредниками часто производится без надлежащего обоснования экономической эффективности или с весьма приблизительным расчетом окупаемости.


Рис. 2. Себестоимость, полные затраты и доход от реализации дополнительного количества электроэнергии при внедрении регулируемых приводов

В институте Белнипиэнергопром при проектировании РЭП, как и другого энергетического оборудования, вопросам технико-экономического обоснования эффективности внедрения новой техники придается первостепенное значение, учитываются все влияющие факторы. Далее приводится принятый порядок обоснований и расчетов, даются анализ и рекомендации, которые направлены на получение максимального положительного эффекта при выборе объекта для внедрения РЭП.


Механизм

Электродвигатель

Тип преобразователя

Тип трансформатора

Год внедрения

Высоковольтные РЭП

 

 

 

 

Дутьевой вентилятор:
ДВ-1

АКЗО-16-57-8У2 с фазным ротором, 1120 кВт

ПЧД-2ПЧНС 630-660 (мостовая схема)

ТРСЗП 1000/10/УЗ, 660 кВ А, 6000/3648 В

1988

ДВ-2

HOL 063299 бесщеточная (Австрия), 1120 кВт

ПЧД-2ПЧНС 630-660 (мостовая схема)

ТРСЗП 1000/10/УЗ, 825 кВА, 6000/2628 В

1989

ДВ-7

РДБ 1000-750 бесщеточная, 1000 кВт

РМДП (мостовая схема)

2(ТСЗП 400/10/УЗ), 660 кВА, 6000/409 В

1994

ДВ-6А

АКЗО-16-57-8У2 с фазным ротором, 1120 кВт

ПЧД-2 ПЧС 900-500-25 (нулевая схема)

2(ТСЗП 400/10/УЗ), 660 кВА, 6000/409 В

1993

ДВ-6Б

АКЗО-16-57-8У2 с фазным ротором, 1120 кВт

ПЧД-2 ПЧС 900-500-25 (нулевая схема)

2(ТСЗП 400/10/УЗ), 660 кВА, 6000/409 В

1993

Сетевой насос СН-1-7

АК4-450У-4 с фазным ротором, 1000 кВт

АВК

ТЗСУ 1000/10/УЗ, 660 кВА, 6000/408 В

1993

Блочный сетевой насос БСН-1-2

ДАЗО-2-16-59, 1250 кВт

“Аллен Бредли”, Канада, мод.1557

MGM 1500 кВА, 6000/3500 В

1998

РЭП 0,4 кВ

 

 

 

 

Насос подпитки теплосети НПТС-5

4АМ 355 МУЗ, 315 кВт

ПЧТ 16212

 

1990

Насос ВХ-1

4AM НЗ1 5Б-4УЗЗ, 200 кВт

ПЧТ 16212

 

1990

Сливной насос ПНД-4В

4А25052-УЗ, 75 кВт

ПЧТ-Т-200

 

1991

Насос подачи воды на флотатор № 2

А2-82-4, 55 кВт

ПЧТ-Т-100

 

1995

Насос бака низких точек

АИР112 м3, 7,5 кВт

“Аллен Бредли”, США

 

1996



 
« Опыт применения газопорошковой наплавки   Опыт проектирования энергетической опытно-промышленной ГТУ »
электрические сети