Внедрение на насосах частотных устройств регулирования скорости электропривода

Энергоаудит и энергосбережение

 

Энергоаудит и его этапы

Энергетический аудит – это технико-экономическое инспектирование систем энергогенерирования и энергопотребления с целью определения возможностей экономии затрат на потребляемые ТЭР, разработки технических, организационных и экономических мероприятий, помогающих предприятию достичь реальной экономии денежных средств и энергоресурсов. Экономия достигается путем выявления и устранения недопустимых потерь энергии, внедрения более экономичных схем и процессов, адаптирующихся к меняющимся условиям работы, использованию постоянно действующей системы учета расхода и анализа энергопотребления, позволяющих постоянно контролировать эффективность использования энергоресурсов (системы энергетического менеджмента), а также системы организационных и экономических мер, стимулирующих экономию ТЭР.

На первом этапе энергоаудита производится ознакомление с предприятием, собирается и анализируется вся полезная, с точки зрения энергопотребления, информация. На этом этапе определяется объем текущего потребления всех энергоресурсов и затраты по видам топливно-энергитических ресурсов (ТЭР) и предприятию в целом. Делается вывод о целесообразности проведении энергоаудита. Если принято решение о проведении энергоаудита, то составляется план последующих действий и заключается договор.

Информация о потребляемых ТЭР должна быть получена не менее чем за год, а лучше – за период более года. Полученная информация представляется в виде таблицы. В столбцах таблицы представлены различные виды ТЭР и их потребление в течение года. По результатам суммирования данных каждого столбца получаются данные о годовом потреблении ТЭР в абсолютном выражении.

Для сравнительного анализа потребляемых ТЭР данные представляют в виде таблицы, в которой показано эквивалентирование потребления энергоресурсов и их стоимости. В столбцах таблицы приведены виды ТЭР, а также абсолютное потребление соответствующего вида энергоресурса. Поскольку энергоресурсы и единицы измерения их различны, необходимо привести их к единой размерности или к единому эквиваленту. В качестве такого эквивалента принято энергосодержание в т.у.т./ед. Умножением абсолютного потребления на энергосодержание, получают энергетический эквивалент каждого ТЭР в т.у.т./ед. Далее определяется удельное потребление предприятием каждого из видов ТЭР, выраженное в процентах. Для оценки стоимости потребляемых ТЭР цена каждого вида ТЭР заносится в один из столбцов таблицы. При оценке тарифов на энергоресурсы следует оценить изменение тарифов в течение года, структуру тарифов, дифференцированные тарифные ставки, оценить штрафы, санкции за неисполнение договорных обязательств. Далее в столбцах таблицы представляют стоимость каждого из потребляемых ТЭР, стоимость каждого ТЭР в процентах и стоимость единицы каждого вида ТЭР.

Данные таблиц, составляемых при выполнении первого этапа энергоаудита позволяют установить:

· Потребление различных видов ТЭР;

· Общие затраты предприятия на ТЭР составляют;

· Структуру энергопотребления предприятия по видам ТЭР;

· Абсолютную и удельную стоимость каждого вида ТЭР;

· ТЭР, на которые предприятие несет наибольшие затраты;

Полученная на первом этапе информация дает фактическую картину энергоиспользования на предприятии, и позволяет определить приоритетные направления дальнейшей работы по энергетическому обследованию, в числе которых должны быть энергоресурсы с большими показателями потребления и стоимости.

Второй этап - расчет энергопотоков. Основная цель второго этапа – составить полную достоверную картину, где же расходуются энергоресурсы на предприятии, составить подробные балансы по всем энергоресурсам, выявить основных потребителей и места наиболее вероятной экономии энергоресурсов.

Третий этап энергоаудита – критическое рассмотрение энергопотоков. На этом этапе детально обследуются наиболее значимые потребители энергоресурсов и анализируется информация, полученная на предыдущем этапе и собранная при обследовании. Результатом третьего этапа должен быть ряд идей, где и как можно сэкономить энергоресурсы и деньги на обследуемом предприятии.

Четвертый этап энергоаудита – разработка проектов. На этапе анализируются и разрабатываются идеи предыдущего этапа. Составляются обоснованные энергосберегающие проекты и их перечень в порядке их приоритетности и важности.

Пятый этап – экспертиза разработанных проектов. Основная задача этого этапа – ответить на все сопутствующие предлагаемым проектам вопросы: техническая целесообразность и реализуемость, стоимость, окупаемость, риски и т.п.

Шестой, заключительный этап энергоаудита - представление результатов. Этап включает составление отчета по энергоаудиту и презентация результатов аудита руководителям и заинтересованным специалистам предприятия. Если энергоаудит производится впервые, составляется энергопаспорт предприятия.

Проведя первый этап энергоаудита на Лебединском ГОКе, был определен объем текущего потребления всех энергоресурсов и их стоимость, расчеты сведены в табл. 7.1.

 

Таблица 7.1

Энерго- ресурс	Едини-ца измере-ния	Потреб-ление	Энерго-содер-жание т.у.т./ед.	Энергет. эквив. т.у.т.	Доля %	Цена эн. ресурсов руб.	Стои-мость млн.руб.	Доля стоимости %	Стоимость энерг. рес. тыс. руб./т.у.т.
Электро-энергия	МВт∙ч		0,345			1617,49	4994,9	57,7	4, 6
Тепловая энергия	Гкал	34240,27	0,149		2,3	676,49	231,6	2,7	4,5
Природн. газ	Тыс. м3	922358,7	1,154		47,9	3048,69	2811,9	32,5	2,6
Дизельное топливо	т		1,43	38312,56	1,73		616,2	7,1	1,6
Итого				2219106,6			8650,6

 

Исходя из вышеприведенной табл. 7.1. сделаны следующие выводы:

· Максимальная процентная доля отводится на электроэнергию 48% от общего потребления ТЭР, также на природный газ 47,9%. Общие затраты предприятия на ТЭР составляют 8650,6 млн.руб. из них на электроэнергию 57,7% - 4994,9 млн.руб.; на природный газ 32,5% - 2811,9 млн.руб..

· Для каждого задействованного в работе системы технологического транспорта энергоресурса чётко определены наиболее значимые потребители:

- для электроэнергии – управление обогатительного производства - 49,4%; фабрика окомкования - 18,1%; рудоуправления - 5,5%; управление железнодорожного транспорта - 6,7%; цех хвостового хозяйства - 10,2%;

- для дизельного топлива – автомобильный технологический транспорт

· Большая часть затрат – 57,7% предприятие расходует на электроэнергию, которая является основным топливно-энергетическим ресурсом предприятия.

 

 

Рисунок 7.1 Доля потребляемых ресурсов %

 

Рисунок 7.2 Доля ресурсов по стоимости %

Внедрение на насосах частотных устройств регулирования скорости электропривода

В ходе проведенного анализа были выявлены насосы ОФ, работающие с низкой загрузкой. Коэффициент загрузки электропривода является индикатором эффективности работы насосного оборудования в режиме низкой производительности, что приводит к потерям электрической энергии вследствие низкого кпд. Так как технические службы предприятия не ведут учет данных по фактическому расходу перекачиваемой жидкости и напору по каждой позиции в отдельности, расчет производился по измеренным нагрузкам работы электродвигателя. Графически были получены данные по расходу и фактическому давлению перекачиваемой жидкости. Анализ эффективности проводился исходя из режимов работы насосов 300Д-90, ГР-1600/5, ГР-1250/50 и их характеристик, представленных на рисунках 1 - 3.На графиках зеленым цветом ограничена зона эффективной работы насосного агрегата 300Д-90, а красным показана фактическая работа насоса №105. Из этого следует, что насос работает вне зоны рабочих характеристик, это ведет к снижению кпд насоса и, как следствие, нерациональному расходованию электроэнергии двигателем. Разница между фактическим напором и рабочей характеристикой и есть потенциал энергосбережения направленный на увеличение кпд насоса при фактических напорных характеристиках.

Наиболее эффективным способом изменения производительности насосов является регулирование частоты вращения электродвигателя, позволяющее снизить потребление электропривода (в период регулирования) на 20-40%.

Учитывая, что все насосы имеют систему резервирования, установка частотных преобразователей на основные и резервные насосы является не целесообразной, из-за высокой стоимости данного мероприятия.

Рисунок 7.3 Рабочие характеристики насосов 300Д-90

Рисунок 7.4 Рабочие характеристики насоса ГР-1250/50

Рисунок 7.5 Рабочие характеристики насоса ГР-1600/50

На графиках зеленым цветом ограничена зона эффективной работы насосного агрегата 300Д-90, а красным показана фактическая работа насоса №105. Из этого следует, что насос работает вне зоны рабочих характеристик, это ведет к снижению кпд насоса и, как следствие, нерациональному расходованию электроэнергии двигателем. Разница между фактическим напором и рабочей характеристикой и есть потенциал энергосбережения направленный на увеличение кпд насоса при фактических напорных характеристиках.

Наиболее эффективным способом изменения производительности насосов является регулирование частоты вращения электродвигателя, позволяющее снизить потребление электропривода (в период регулирования) на 20-40%.

Учитывая, что все насосы имеют систему резервирования, установка частотных преобразователей на основные и резервные насосы является не целесообразной, из-за высокой стоимости данного мероприятия.

При монтаже необходимо предусмотреть возможность переключение данного частотного преобразователя с одного насоса на другой на период регламентных работ.

В связи с неравномерностью пульпопритока в приямки Обогатительной фабрики рекомендуется установка частотного регулирования совместно с системой автоматического управления по уровню воды.

Для примера проведем расчет установки частотного регулирования позиций: №105, насос 300Д-90.

Сравнивая фактические данные расходов по насосным агрегатам и рабочие характеристики насосов из рисунков, можно сделать вывод, что насосы, установленные обогатительной, работают вне рабочей части характеристики, что приводит к снижению КПД и неэффективному использованию электрической энергии.

Для оценки эффективности использования электроэнергии, необходимо определить значение средней напорной характеристики насосов по каждому из механизмов.

Для расчетов были использованы формулы подобия. Существуют следующие соотношения:

Q₁/Q₂= n₁/n₂ и N₁/N_2ЧРП= (n₁/n₂)³,

где, n₁ и n₂ – значения частоты вращения колеса;

N₁ и N_2ЧРП – значения мощности насоса.

Результаты расчета представлены в таблице 7.2.

Используя паспортное и фактическое (среднее) значение производительности насосов, были получены расчетные коэффициенты.

Данные коэффициенты были использованы для расчета эффективности внедрения ЧРП насоса.

Необходимая для обеспечения расхода мощность насоса при использовании частотного регулирования скорости вращения электродвигателя составляет:

 

где: - плотность перекачиваемой среды (кг/м³);

- ускорение свободного падения (9,81 м/с²);

- необходимый напор насоса (м);

- необходимая производительность насоса (м³/с);

– КПД насосной установки.

Таким образом, расчетная потребляемая мощность рассматриваемого насоса составит 205,7 кВт. Во время инструментального замера потребляемая мощность указанного насоса составляла 254 кВт.

Столь большая разница в потребляемой мощности при прямом подключении к электрической сети и использовании частотного преобразователя объясняется крайне неэффективным способом регулирования производительности насоса а также его низким КПД в этом режиме.

Таким образом, годовая экономия электроэнергии при установке частотного регулируемого привода насоса № 105:

,

где: t - время работы насоса в режиме регулирования в год.

Годовая экономия от внедрения частотного регулируемого привода насоса № 105 составит 718,46 тыс. руб. Стоимость установки частотного преобразователя мощностью 320 кВт с учетом монтажных работ составляет 1,6 млн. руб. Таким образом, простой срок окупаемости составит менее года.

Результаты расчета экономического эффекта от внедрения частотного регулируемого привода на рекомендованные позиции представлены в таблице 7.2.

Таблица 7.2

Установка	Pн	P	Pчрп	ΔS	Стоимость ЧРП	Срок окупаемости
кВт	тыс. руб./год	тыс. руб.	год
Насос 1-41			190,3	868,07		2,9
Насос 2-41			244,7	1 050,57		2,4
Насос 2-42			209,3	873,50		2,9
Насос 3-43			118,0	434,04		5,8
Насос 3-42			112,1	518,87		4,8
Насос 4-43			119,2	600,58		4,2
Насос 6-44			199,1	911,39		2,7
Насос 105			143,6	718,46		2,2
Насос 5-43			301,3	1 183,74		2,1
Насос 5-44			108,4	411,02		6,1
Насос 8-43			24,3	266,34		9,4
Насос 8-42			120,6	506,38		4,9
Насос 7-43			121,9	815,46		3,1
Насос 7-44			90,7	457,55		5,5
Насос 9-44			240,2	1 683,53		1,5
Насос 9-42			243,3	1 144,28		2,2
Насос 13-42			206,7	1 196,89		2,1
Нассос 14-42			201,5	797,47		3,1
Насос 15-41			298,7	976,58		2,6
Насос 17-41			278,2	789,16		3,2
Насос 2-105			148,5	993,84		1,6
Насос 781М			110,2	518,24		4,8
Насос 2-106			157,2	865,61		1,8
Насос 783М			236,0	1 171,40		2,1
Насос 19-1-45-1М			308,5	1 077,69		2,9
Насос 19-2-46			343,6	1 048,10		3,0
Насос 20-2-46-1М			325,9	1 065,36		3,0
Насос 20-2-47-1М			310,5	1 541,32		2,0
Насос 20-1-46-1М			323,7	1 837,75		1,7
Насос Н 301			208,7	1 331,70		1,9
Насос сгуст№3			229,7	1 265,12		2,0
Насос 21-105			86,6	464,73		3,4
Итого	29 384,73		2,7

 

Таким образом, суммарная годовая экономия электроэнергии, при внедрении автоматической системы управления насосами составит 17,28 млн. кВт∙ч, или 29,38 млн. руб. в год при использовании частотного привода насосных агрегатов и автоматической системы управления с индивидуальным частотным приводом. При общих затратах на проектирование, монтаж, программирование и наладку автоматической системы управления насосными станциями в размере 79,65 млн.руб., прямой срок окупаемости мероприятия составит 2,7 года. (система ЧРП производства инженерных компаний «Danfos», «ABB», «Simens»).

 

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: