 |
Быть или не быть собственному
источнику
электроснабжения
на предприятии
Владимир Фишман,
технический директор
ООО «Нижегородский Электропроект»
В настоящее время многие предприятия-потребители электроэнергии задумываются о целесообразности сооружения собственного источника электроснабжения в качестве альтернативы, а чаще просто дополнения к существующему питанию от энергосистемы. Этот вопрос активно обсуждается в периодической печати, на различных совещаниях и конференциях, посвященных экономии энергоресурсов. Экономические расчеты во многих случаях такую целесообразность подтверждают. Имеются примеры успешного функционирования таких источников.
Однако практика показывает, что процесс внедрения собственных источников электроснабжения часто оказывается гораздо сложнее, чем это представляется на первый взгляд.
Заманчивая перспектива
Рассматривая вопрос о целесообразности сооружения собственного источника электроснабжения в дополнение к существующему источнику от энергосистемы, потребители электроэнергии преследуют две цели:
- снижение стоимости потребляемой электроэнергии;
- повышение независимости электроснабжения.
Для предварительной оценки целесообразности такого решения срок окупаемости капитальных затрат рассчитывают по формуле:
где Т – срок окупаемости капитальных затрат, год;
К – капитальные затраты на сооружение собственного источника питания, тыс. руб.;
И1 и И2- соответственно годовые издержки до и после сооружения собственного источника питания, тыс. руб/год.
Необходимо отметить, что при отсутствии проблем с получением природного газа стоимость электроэнергии, вырабатываемой на собственных газотурбинных и газо-поршневых энергоблоках, оказывается, как правило, меньше, чем стоимость энергии, получаемой от энергосистемы, и это вполне объяснимо.
Ведь электроэнергию, вырабатываемую на источниках энергосистемы, надо ещё передать потребителю, порой на достаточно большие расстояния, а это связано не только с потерями в сети, но и с затратами на эксплуатацию, ремонт и модернизацию многочисленных сетевых сооружений – подстанций, линий электропередач и пр. (Недаром существует пословица: «За морем телушка полушка, да рубль перевозу»).
На основании полученного таким образом оптимистического вывода в ряде случаев принимается решение о строительстве собственного источника электроснабжения.
B
Всё ли учтено?
Но проблема заключается в правильном учете всех затрат (К), связанных с сооружением собственного источника.
Наиболее распространенной ошибкой является то, что при определении этих затрат на первом этапе расчетов, когда, собственно, и принимается само решение, учитывают только стоимость сооружения самих энергоблоков, используя ценовые показатели их производителей, чего явно недостаточно.
В лучшем случае учитывают также затраты, связанные с реконструкцией электрических, тепловых и газовых сетей внутреннего энергоснабжения. Например, реконструкция внутренней системы энергоснабжения может потребоваться:
- в связи с увеличением токов короткого замыкания при подключении в сеть дополнительных источников электроэнергии;
- для обеспечения устойчивости работы генераторов при коротких замыканиях во внутренней сети;
- при перестройке релейных защит и автоматики в системе внутреннего электроснабжения.
Однако этого недостаточно. Необходимо также учитывать затраты на реконструкцию внешнего электро- и газоснабжения.
Эти затраты в каждом конкретном случае могут существенно отличаться по своей величине в зависимости от местных условий. Практика показывает, что иногда они оказываются сопоставимыми со стоимостью сооружения самого независимого источника. Естественно, такое сооружение становится экономически нецелесообразным.
Взаимоотношения с энергосистемой
Потребитель часто недооценивает затраты на внешнее электроснабжение, полагая, что на энергосистему подключение относительно маломощных генераторов не может оказать никакого влияния. По этой причине многие либо вообще не считают нужным поставить энергосистему в известность о намечаемом сооружении своего источника, либо делают это в последнюю очередь, когда строительство уже началось.
В этом случае весьма неприятным сюрпризом оказываются технические условия энергосистемы, требующие больших, не учтенных экономическим расчетом, затрат на реконструкцию внешних сетей.
Так, из практики известен случай, когда предприятию, намеревавшемуся соорудить собственный дополнительный источник электроснабжения, состоящий из четырех генераторов мощностью по 1000 кВт, техническими условиями энергосистемы было предписано сооружение новой подстанции 220/110/6 кВ в дополнение к уже существующей на предприятии подстанции 110/6 кВ.
Решение энергосистемы казалось парадоксальным: предприятие намеревается снизить потребляемую из энергосистемы мощность, разгрузить источники энергосистемы и линии электропередач, а ему предлагают построить дополнительный источник питания от энергосистемы.
Естественно, ни о какой окупаемости энергоблоков в подобной ситуации и речи быть не может.
У энергосистем свои мотивы
И все-таки, как ни парадоксально кажется на первый взгляд, но при более внимательном изучении ситуации можно усмотреть, что определенные мотивы для подобных требований у энергосистемы могут быть.
Так, в упомянутом выше случае свои требования энергосистема обосновывала тем, что линии 110 кВ, от которых питается существующая заводская подстанция
110/6 кВ, являются весьма ответственными – по ним осуществляется связь между крупной районной подстанцией и большой ТЭЦ. Кроме того, от этих линий отпайками питается ряд подстанций городских и промышленных районов. При подключении дополнительных генераторов существующие системы РЗиА могут работать неправильно, что может привести к серьезным системным авариям.
В справедливости подобных утверждений потребителю не так легко разобраться без помощи грамотных специалистов, способных взять на себя роль адвоката.
Согласно подготовленному сейчас проекту договора на пользование электроэнергией [1], энергосистема должна брать на себя определенные обязательства, в частности, указывать максимально возможную длительность провала напряжения (т.е. исчезновения или глубокой посадки), при превышении которого она будет вынуждена платить неустойки. Но сможет ли энергосистема гарантировать это время, если оно будет зависеть от правильности работы не только РЗиА её источников, но и от правильной работы РЗиА других, неподконтрольных ей источников, какими являются генераторы потребителей?
Дело в том, что, несмотря на свою относительно небольшую мощность, эти генераторы при неправильной работе своих защит и автоматики могут увеличивать против расчетного время отключения повреждений на линиях энергосистемы, тем самым делая неуспешным автоматическое повторное включение (АПВ), что приведет к длительному нарушению питания других потребителей.
Следует иметь в виду, что всякий процесс автоматического восстановления питания участка сети, в котором имеются генераторы, может осуществляться либо с помощью быстродействующего АПВ (БАПВ), либо АПВ с улавливанием синхронизма (АПВ УС), либо с проверкой отсутствия встречного напряжения [2]. Это связано с тем, что в процессе АПВ несинхронное включение энергосистемы и генераторов (НАПВ) опасно, т.к. при этом последние могут быть повреждены.
Как уже было сказано, вероятность успешной работы БАПВ и АПВ УС в значительной степени зависит от того, как будут работать защиты и автоматика генераторов потребителей. Например, если защита генераторов потребителей окажется нечувствительной к коротким замыканиям в удаленных точках питающих линий 110 кВ (см. рис. 1) или если время действия этих защит затянется, то работа АПВ на источниках питания окажется неуспешной и питание потребителей окончательно нарушится.
В случаях превышения установленного договором предельного времени перерыва питания придется разбираться, по чьей вине это произошло, и кто должен оплачивать ущерб. Для этого и у энергосистемы, и у потребителей должны быть установлены соответствующие регистрирующие приборы, которых сейчас нет. Если же число потребителей, имеющих собственные источники питания, будет расти, то ситуация может постепенно выйти из-под контроля со стороны энергосистемы и искать виновника неправильных действий будет всё труднее.
В этой связи весьма уместно обратить внимание на произошедшую недавно крупную аварию в энергосистеме США. Основной причиной подобных явлений, сопровождающихся лавинообразным снижением напряжения и частоты является, как правило, динамическая неустойчивость системы при резких возмущениях, вызывающих нарушение баланса между вырабатываемой и потребляемой мощностями в целом, или нарушение связи между районами энергосистемы с дефицитом и избытком активной и реактивной мощности. К таким резким возмущениям относятся отключение крупных генераторных мощностей, районных подстанций и магистральных ЛЭП. В этих условиях большую роль играет противоаварийная защита, автоматика, правильные действия диспетчера энергосистемы.
В нашей стране c госсобственностью в сфере производства и в сфере потребления электроэнергии данный вопрос решался достаточно успешно. В тех условиях по команде диспетчера энергосистемы можно срочно запустить или остановить дополнительные источники питания – генераторы, а средствами АЧР при необходимости отключить наименее ответственных потребителей.
При переходе к частной собственности в сфере производства и потребления электроэнергии эти вопросы будут решаться сложнее.
Этими причинами объясняется негативное отношение энергосистем к подобным инициативам потребителей.
К тому же появление собственных источников у потребителей связано с уменьшением количества продаваемой энергосистемами электроэнергии, а значит, и со снижением её дохода. Поэтому, как показывает практика, требования энергосистемы (ТУ) для потребителя в подобных ситуациях оказываются достаточно тяжелыми и часто явно завышенными. Это объясняется ещё и тем, что оборудование существующих сетей, особенно в старых районах энергосистем, физически и морально устарело и требует замены. Поэтому, выдавая ТУ, энергосистемы пользуются каждым удобным случаем, чтобы с помощью потребителей эту ситуацию поправить.
Политика, не имеющая перспективы
Представляется весьма спорным вопрос, правомерно ли перекладывать бремя реконструкции сетей энергосистемы на предприятия, проявляющие инициативу сооружения дополнительных источников электроэнергии, которые фактически разгружают сети энергосистемы как по активной, так и по реактивной мощности, облегчают режимы её работы, способствуют стабилизации уровней напряжения?
Такая политика может лишь отпугнуть и без того немногочисленных инвесторов, вкладывающих свой капитал в развитие малой энергетики, а у потребителей отбить всякое желание иметь собственный источник электроснабжения.
Так каким же путем следует идти?
Наиболее рациональный путь –
повышение интеллектуального уровня РЗиА
Быстрое развитие современной микропроцессорной техники и создание на её основе принципиально новых, интеллектуальных систем РЗиА позволяет успешно решать многие сложные задачи, в том числе и связанные с присоединением малых генераторов к энергосистеме. Сравнивая разные способы решения возникающих проблем при подключении генераторов на параллельную работу с энергосистемой, следует признать, что этот путь является менее затратным, чем изменение существующих схем сети 110 кВ и капитальная реконструкция основных сетевых объектов – подстанций и линий электропередач.
Это тем более очевидно, что уже сейчас наблюдается активный процесс замены электромеханической релейной аппаратуры на микропроцессорную. Таким образом, остается только своевременно поставить задачи и обеспечить возможность их решения на более высоком интеллектуальном уровне на новой аппаратной базе.
Очевидно также, что нужны нормативные акты или специальные пункты в договорах на пользование электроэнергией, оговаривающие в особых случаях возможность включения и отключения генераторов потребителей по требованию диспетчера энергосистемы.
Есть ли другие пути решения?
В принципе существует решение, при котором потребитель, сооружающий свой источник электроснабжения, может вообще не обращаться в энергосистему за получением каких-либо ТУ. Это возможно в случае принятия автономного режима работы генераторов на специально выделенную нагрузку, при котором связи с энергосистемой не существует (кроме аварийных перемычек). Такое решение имеет и положительные, и отрицательные стороны.
Положительной стороной автономного режима, как уже было сказано, является отсутствие необходимости в получении каких-либо ТУ от энергосистемы и, следовательно, отсутствие связанных с этим затрат на реконструкцию сетевых объектов.
Однако появляется ряд отрицательных моментов.
С окращается продолжительность использования номинальной мощности энергоагрегатов из-за жесткой зависимости мгновенной мощности генератора от графика электрической нагрузки. За исключением производств с непрерывными технологическими процессами, суточные и годовые графики электрических нагрузок предприятий носят переменный характер, что неизбежно приведет к недоиспользоваbнию номинальной мощности энергоагрегатов, к ухудшению их КПД, перерасходу топлива, увеличению срока окупаемости капитальных затрат.
В периоды выходных и праздничных дней, в ночные смены энергоблоки придется вообще останавливать согласно техническому регламенту, если их нагрузка окажется менее 25% от номинальной мощности. При этом необходимо решать вопросы питания оставшейся нагрузки от других источников.
П рактически все показатели качества электроэнергии ухудшаются с уменьшением мощности автономно работающих генераторов. Так, величины колебаний напряжения при быстром изменении нагрузки обратно пропорциональны мощности короткого замыкания в сети или суммарной мощности генераторов:
где DU – колебания напряжения, о.е.;
DQ – колебания реактивной нагрузки, Мвар;
Sкз – мощность короткого замыкания, МВА;
К – кратность тока короткого замыкания, о.е.,
Sгн – суммарная мощность генераторов, МВА.
Аналогичным образом, только в разной степени, зависят от мощности генераторов и другие показатели качества электроэнергии. В ряде случаев эти показатели будут выходить за пределы, установленные ГОСТ 13109-97. При этом потребуются специальные расчеты и, возможно, специальные мероприятия по обеспечению требуемого качества электроэнергии.
Осложняются вопросы обеспечения чувствительности релейных защит в системе автономного электроснабжения, вопросы обеспечения надежности питания цепей оперативного тока.
Н аконец, если собственные генераторы обеспечивают питание лишь части нагрузки, то возникнут сложности в экс-плуатации двух систем электроснабжения, связь между которыми (параллельная работа) изначально исключена. При этом осложняются вопросы взаиморезервирования.
С учетом вышеизложенного, предпочтение в большинстве случаев следует отдавать режиму параллельной работы собственных генераторов с энергосистемой. Однако в отдельных случаях, когда такой режим требует значительного объема реконструкции и капитальных затрат, может использоваться и автономный режим работы генераторов на выделенную нагрузку, при условии обеспечения требуемого качества электроэнергии.
Выводы
При решении вопроса о создании собственного источника электроснабжения на предприятии необходимо учитывать весь комплекс затрат, в том числе за-траты по внешнему электроснабжению.
Имеющаяся тенденция со стороны энергосистем к завышению требований к потребителям, сооружающим собственные независимые источники питания, способна сделать непривлекательным для инвесторов вложение средств в развитие малой энергетики.
Во избежание этого проблемы, связанные с подключением генераторов потребителей на параллельную работу с энергосистемой, следует, как правило, решать менее затратными способами, а именно, с помощью современных микропроцессорных средств защиты и автоматики путем повышения интеллектуального уровня решаемых ими задач.
Литература:
Железко Ю.С. Присоединение потребителей к эл. сетям общего назначения и договорные условия в части качества электроэнергии//Промышленная энергетика. – 2003. – № 6.
Правила Устройства Электроустановок (ПУЭ). – 6-е изд. – Гл. 3.3.
Поправка: В материале «Новые ПУЭ требуют модернизации существующей защитной аппаратуры в сетях до 1000 В», опубликованном в № 2(20) 2003, на стр. 23 допущена опечатка. Ток однофазного КЗ следует рассчитывать по формуле:
| 
|
