close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

послрасп_на_2;docx

код для вставкиСкачать
4602
УДК 62-52-83:656.56
ОПТИМАЛЬНОЕ УПРАВЛЕНИЕ
ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ
МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ГАЗА
О.В. Крюков
ОАО «Гипрогазцентр»
Россия, 603950, Нижний Новгород, Алексеевская ул., 26
E-mail: [email protected]
Ключевые слова: магистральный транспорт газа, оптимизация энергопотребления,
энергоэффективность, агрегаты компрессорной станции, электроприводной газоперекачивающий агрегат, электропривод вентилятора аппаратов воздушного охлаждения газа
Аннотация: Представлены результаты анализа современного состояния показателей
энергоэффективности магистрального транспорта газа, и в частности, технических характеристик электроприводных агрегатов компрессорных станций. Предложены принципы оптимального управления технологическим процессом транспорта газа, учитывая
инновационные возможности интеллектуальных электроприводов газоперекачивающих
агрегатов и аппаратов воздушного охлаждения газа. Разработаны и теоретически обоснованы математические модели основных агрегатов компрессорных станций и линейных участков газопроводов. Представлены алгоритмы системной оптимизации взаимосвязанных объектов в рамках газотранспортного плеча и результаты экспериментальных
исследований на трех компрессорных станциях.
1. Введение
В настоящее время в топливно-энергетическом комплексе и, в частности, в газовой
промышленности сложилась ситуация, выдвинувшая проблему энергосбережения наряду с надежностью на первый план [1-4]. Это связано с тем, что развитие энергетических отраслей промышленности в прошлом столетии осуществлялось форсированными
темпами. Ежегодно вводилось в действие более 10 тыс. км газопроводов и компрессорных станций (КС) мощностью 2,0 млн. кВт с приростом добычи более 50 млрд. м3 [5, 6].
Такие успехи в развитии газовой промышленности в значительной мере были обусловлены тем, что в стране был создан необходимый научно-производственный потенциал, мощная база строительной индустрии, высокими темпами велась разведка запасов природного газа. Широкомасштабная газификация народного хозяйства резко повысила производительность труда во многих отраслях промышленности, благодаря чему были обеспечены высокие темпы экономического роста.
Однако в период интенсивного развития газовой промышленности появилось оборудование, определяющее повышенную энергоемкость существующих газопроводов,
сложившуюся в результате выбора их проектных параметров при чрезвычайно низких
ценах на энергоресурсы и дефиците труб. Вследствие этого удельная энергоемкость
российских магистральных газопровводов (МГ), отнесенная к объему товарно-транспортной работы, примерно на 50-70% выше, чем западных газопроводов [7-10].
В условиях отставания отечественного компрессоростроительного комплекса приходилось устанавливать на КС газоперекачивающие агрегаты (ГПА) с более низким
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4603
КПД по сравнению с зарубежными аналогами. Однако удельный расход топливноэнергетических ресурсов на привод ГПА в течение многих лет снижается [10-12] в связи с вынужденной разгрузкой газотранспортной сети. Снижение нагрузки позволяет
снизить удельные энергозатраты на 20 %, что свидетельствует об имеющихся резервах
снижения энергозатрат на работу ГПА как основных потребителей энергоресурсов
единой газотранспортной системой.
Газопроводы, вводившиеся в эксплуатацию в период интенсифицированной перекачки газа, часто не были оснащены системами телемеханики, а из-за возникшего дефицита запорной арматуры ее установка велась с увеличенным шагом. Кроме того, изза отсутствия современной системы учета и контроля газа, а также из-за использования
морально и физически устаревшего оборудования на большинстве КС имеются потери
природного газа, большая доля которых приходится на коммерческие потери, которые
в газовых хозяйствах определяются исходя из относительной погрешности приборов
учета 2,5-5 % (при мировой практике 0,25 %).
Основными направлениями энергосбережения, необходимыми для успешного развития системы газоснабжения, являются [4,13-24]:
 экономия ресурсов газа для его использования на собственные нужды станции или
для подачи потребителям;
 повышение эффективности работы существующего парка ГПА за счет поиска и устранения мест неэффективного использования газа;
 снижение эксплуатационных издержек за счет оптимизации режимов работы основного и вспомогательного оборудования КС;
 совершенствование системы учета и контроля газа в газовом хозяйстве, приведение
ее к международным стандартам;
 замена устаревшего оборудования на высокотехнологичное, имеющее высокий
КПД и малое потребление энергоносителей;
 снижение выбросов газов и вредных веществ в атмосферу.
Первые три направления из вышеперечисленных могут быть реализованы с минимальными инвестиционными затратами путем системной оптимизации энергопотребления технологических агрегатов КС [25-33].
2. Общие принципы оптимизации
локальных электроприводов компрессорных станций
2.1. Критерии оптимизации энергопотребления
магистральных газопроводов
Основными оптимизируемыми параметрами являются давление и температура газа
после аппаратов воздушного охлаждения (АВО) на выходе i-ой КС (рис. 1). В процессе
оптимизации изменение параметров происходит в зависимости от вариаций:
 количества нагнетателей с учетом регулирования их скорости;
 фактических величин скорости вращения и момента нагнетателей;
 количества включенных вентиляторов АВО газа с учетом регулирования их скорости вращения (синхронно или индивидуально).
Диапазон изменения оптимизируемых параметров может быть ограничен в связи с
пропускной способностью газопровода и температурными ограничениями. Так, например, в реальных условиях эксплуатации температура газа на входе в МГ ограничена
диапазоном минимально-допустимых температур газа по условию недопущения выпаXII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4604
дения гидрантов на стенках труб и, с другой стороны, по условию недопущения повреждения противокоррозионной изоляции трубопровода.
Рис. 1. Функциональная схема агрегатов КС.
В качестве критерия оптимизации целесообразно использовать показатель минимума расхода электроэнергии во всей теплоэнергетической системе сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам.
В результате исследований, например, влияния процесса охлаждения газа на энергетическую эффективность газопровода установлено, что:
 снижение температуры газа на выходе КС носит позитивный характер, связанный
со снижением аэродинамических потерь давления газа между соседними КС и с
уменьшением удельных затрат энергии на компримирование на последующей КС;
 более глубокое охлаждение газа в АВО, достигаемое включением дополнительных
вентиляторов, приводит к увеличенному потреблению электроэнергии.
Таким образом, оптимальным по экономическим критериям считается режим МГ,
при котором удельные затраты энергии в перерасчете на 1 куб.м перекачиваемого газа
минимальны при надежной и бесперебойной работе КС.
Вместе с тем, локальные затраты энергоресурсов на 1 кВт·час политропной работы
сжатия электроприводных ГПА (ЭГПА) не всегда являются объективным критерием
энергоэффективности режимов работы КС и МГ. В некоторых случаях можно транспортировать газ с высоким КПД ЭГПА, имея при этом низкий удельный расход энергоресурсов на 1 кВт·час политропной работы сжатия, но при этом чрезмерно компримировать газ, необоснованно поддерживая слишком высокое давление в трубопроводах.
В этом случае газ придет к потребителям с более высоким давлением, что приведет
к увеличению потерь при его дросселировании (снижении давления) на газораспределительных станциях (ГРС). Снижение это происходит без полезного использования.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4605
Возросшие потери на дроссельных устройствах ГРС многократно перекрывают выигрыш от увеличения энергоэффективности ЭГПА.
Частично или косвенно решить эти проблемы могли бы современные турбодетандерные установки, преобразующие энергию снижения перепада давления газа в электроэнергию. Тем самым можно было бы покрыть потребности ГРС в электроэнергии на
нужды освещения, автоматики и работы одоризационного оборудования. Но сложности
их внедрения и системной координации их работы с основными агрегатами КС МГ пока не позволяют обеспечить компенсацию от потерь энергии.
Кроме того, режим работы трубопроводов с максимальным давлением значительно
увеличивает вероятность возникновения утечек газа и аварийных ситуаций, снижая ресурс, надежность МГ и увеличивая потери газа на линейных участках.
Таким образом, поддержание максимально возможного КПД ЭГПА сегодня является важным, но не единственным условием оптимальности режима перекачки природного газа. Другим не менее обоснованным критерием оптимизации работы ГТС является поддержание стабильного минимально-достаточного давления газа в газопроводе.
Для выработки комплексного решения по выбору оптимальных параметров транспорта газа с учетом требований энергосбережения и снижения энергоемкости существующих КС МГ, повышения безаварийности и надежности ГТС необходим системный
анализ взаимодействия агрегатов нескольких КС и ЛПУ.
Для этого проведем структурно-параметрический синтез агрегатов ЛПУ и оптимизация параметров газотранспортного плеча МГ.
2.2. Синтез структуры линейных участков и агрегатов КС МГ
Методика выбора оптимальных термодинамических параметров природного газа
на выходе КС при его передаче по трубопроводам основана на синтезе трех научных
подходов:
 Системный анализ обработки статистических данных газокомпрессорных станций
по параметрам и объемам перекачиваемого газа, а также по энергетическим показателям оборудования.
 Имитационное моделирование на основе теоретически обоснованной формализации
процессов сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам в соответствующих установках и линейных частях МГ.
 Структурно-параметрическая оптимизация по различным критериям качества единой теплоэнергетической системы с выработкой рекомендаций по настройке уставок на основные параметры перекачиваемого газа.
Как известно, технология компримирования природного газа на КС МГ состоит из
термодинамических процессов сжатия, расширения и охлаждения. При этом термодинамическая эффективность этих процессов всецело зависит от правильного выбора
промежуточных параметров (оптимального давления и температуры газа) на выходе
каждой ступени сжатия компрессора и в каждой последовательно расположенной компрессорной станции.
Очевидно, что для любого ГПА (центробежного или осевого компрессора), работающих на одну и ту же магистральную нитку, выбор оптимальных термодинамических параметров имеет свою специфику и особенности. Поэтому оптимизация параметров давления и температуры газа в рамках КС может быть достигнута реализацией
следующих мероприятий в рамках синтеза структуры линейных участков (ЛПУ) МГ:
 Математическая обработка статистических данных КС по параметрам и объемам
перекачиваемого газа и энергетическим показателям оборудования.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4606






Проведение экспериментальных измерений и технологических испытаний нагнетателей и АВО газа с целью получения их фактических рабочих и энергетических характеристик.
Анализ обследованных линейных участков трубопроводов с целью получения их
эксплуатационных характеристик во всех возможных режимах работы МГ.
Формализация работы локальных участков МГ с КС и адаптация к ним математических моделей отдельных элементов системы сжатия, охлаждения и передачи газа по
трубопроводам.
Структурно-параметрический синтез и декомпозиция агрегатов ЛПУМГ, группы
ГПА, АВО в единую модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и
передачи газа.
Разработка алгоритмического и ПО для компьютерного исследования функционирования КС и ЛПУ МГ и оптимизации параметров компримируемого газа.
Исследование энергетической эффективности перспективных технологий, направленных на регулирование режимов работы КС и рационального выбора технических
средств.
2.3. Результаты экспериментальных измерений
и технологических испытаний
Экспериментальные исследования, проведенные на КС «Сеченовская» ООО «Газпром трансгаз Нижний Новгород» МГ «Ямбург–Елец 2» (по ЭГПА-2) показали, что
кратность диапазона реального изменения параметров перекачки газа достигает 5-6.
Анализ фактической работы КС выявил неэкономичные режимы работы технологического оборудования, обусловленные объективными и субъективными факторами.
Главная причина такого положения заключается в том, что на практике в процессе
эксплуатации МГ температура и давление природного газа на выходе КС выбираются
диспетчерами без достаточного технико-экономического обоснования на основе
имеющегося у них опыта и интуиции. Кроме того, нередко диспетчеры не могут выставить требуемые параметры транспорта газа из-за отсутствия технической возможности
их регулирования.
Это возникает, например, из-за ограниченной мощности АВО в период летнего
максимума температур воздуха, отсутствия средств регулирования скорости нагнетателей или существенного различия характеристик параллельно работающих агрегатов.
Всесторонний анализ приведенных данных и аналогичных результатов по другим
МГ, КС и отдельным ЛПУ показал необходимость комплексного использования методов системного анализа, математического моделирования и оптимизационного поиска
решения системного вопроса управления в технологиях сжатия, охлаждения и транспорта газа по трубопроводам.
3. Алгоритмы структурно-параметрической оптимизации
параметров давления и температуры газа в рамках МГ
3.1. Общие положения
В докладе рассмотрены математические модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по трубопроводам, которые являются центральным
звеном процедурного алгоритма выбора оптимальных параметров энергопотребления
на выходе с каждой КС. Для решения таких задач наиболее подходит усовершенствованный алгоритм прямого поиска возможных направлений, в основе которого лежит
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4607
метод системной оптимизации, решающий нелинейные задачи без ограничений или с
ограничениями типа неравенств.
При системном моделировании трех КС с увеличением числа включенных вентиляторов АВО от 0 до 32 на КС-1, снижается температура газа на её выходе, что приводит
в итоге к повышению давления на входе КС-3. Но энергетический и экономический
эффекты от охлаждения газа получаются только в том случае, когда поддерживается
постоянным давление на выходе из системы (КС-3). Причем, для каждой температуры
окружающего воздуха имеется свой минимум потребления электроэнергии, достигая
экономии до 2670 МВт·ч в месяц или порядка 4 млн. руб.
Разработанный процедурный алгоритм и математические модели позволяют определять оптимальные термодинамические параметры компримируемого газа для любых
современных КС. Однако практическая реализация данной системной оптимизации
предполагает наличие автоматизированных систем стабилизации внутренних и выходных параметров на базе регулируемых электроприводов всех агрегатов каждой компрессорной станции, внедрение которых требует дополнительного технико-экономического обоснования.
3.2. Математическая модель оптимизации ЛПУ по энергопотреблению
На рис.2 представлена структура модели ЛПУ МГ, где ti, pi – значения температуры
и давления природного газа на входе/выходе агрегатов, Vк – коммерческий расход природного газа, nн – частота вращения вала нагнетателя, КЕ, Кη – коэффициенты приведения паспортных характеристик степени сжатия и политропного КПД к реальным условиям, Σ Nэд, Σ Nв – соответственно суммарные мощности приводов нагнетателей и вентиляторов АВО газа, tнв, tгр – соответственно температуры наружного воздуха и грунта,
nв – количество включенных вентиляторов, КS, КZ, КR – коэффициенты, учитывающие
степень загрязнения АВО с оребренной и с внутренней поверхности, а также техническое состояние уплотнений, КМС – коэффициент местного сопротивления МГ.
Рис.2. Структура модели ЛПУ по энергопотреблению.
3.2.1. Математическая модель группы центробежных нагнетателей. Модель,
как правило, строится по принципам идентификации и аппроксимации их фактических
характеристик. При этом учитываются различные способы регулирования производительности (дросселирование, байпасирование, изменение скорости вращения вала ЭД)
и схемы группового включения на параллельную, последовательную и каскадную
структуру работы.
Для определения выходной степени сжатия Еn и политропного КПД ηn всех ЦБН в
функции приведенной объемной производительности нагнетателей Vпр соответствующие паспортные характеристики аппроксимируются квадратичными уравнениями:
(1)
Еn  А0  A1 Vпр  A2 Vпр ,
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4608
(2)
 n  B0  B1 Vпр  B2 Vпр .
Зависимость степени сжатия при фиксированной приведенной производительности
от частоты вращения вала определяется выражением:

 к 1 1

к п
п
2


(3)
Епр  1  ппр Еп
 1.






͞
где nпр – приведенное отношение частоты вращения ротора нагнетателя, к/(к–1) – показатель изоэнтропы.
Эквидистантное смещение паспортной характеристики вниз в модели ГПА определяется коэффициентами приведения (КЕ, Кη), которые отражают техническое состояние
нагнетателя и определяются экспериментально. Поэтому реальная рабочая (фактическая) точка нагнетателя определяется параметрами:
ф
(4)
Епр
 Епр  1  К Е   Ебаз ,
(5)
 ф   п  1  К баз ,
где Ебаз и ηбаз – базовые (каталожные) значения степени сжатия и КПД соответственно
для каждого типа нагнетателя, КЕ и Кη – коэффициенты приведения паспортных характеристик Еп = f(Vпр) и ηп = f(Vпр) соответственно к реальным.
Давление газа на выходе из группы нагнетателей определяется выражением:
ЦБН
(6)
pвых
 Епрф  pвхЦБН .
Фактическая температура газа на выходе из нагнетателя:
(7)
ЦБН
Т вых
 Т вхЦБН
к 1 1
 ф
к
 Епр  .
ф
Внутренняя мощность нагнетателя:
к
ЦБН
Ni  4
Z вхVк Tвых
 TвхЦБН ,
(8)
к 1
где Zвх – коэффициент сжимаемости газа по параметрам на входе.
В результате электрическая мощность, затрачиваемая на привод i –го нагнетателя
определяется:
N  N воз  N мех  ,
(9)
N эд  i


 эд
где Nвоз, Nмех – соответственно потери мощности на возбуждение и передачи механической мощности от двигателя к нагнетателю, ηэд – КПД электродвигателя.
3.2.2. Математическая модель аппаратов воздушного охлаждения газа. Модель
основана на теоретической зависимости естественной и вынужденной конвекции в
трубчатых теплообменных аппаратах. Поскольку в каждом АВО установлено по два
вентилятора, то при рассмотрении секции необходимо площадь установки поделить
пополам.
В результате получаем модель, позволяющую найти температуру газа на выходе
АВО при любом сочетании секций с включенными и отключенными вентиляторами:
2 вен 2 вен
0 вен 0 вен
 t 2  n1ехвен  t 12вен  nех
 t2
nех
АВО
(10)
tвых 
,
2 вен
1вен
0 вен
nех  nех  nех
где t22вен, t21вен, t20вен – температура газа на выходе из секции, где работает соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор не работает, nех2вен, nех1вен, nех0вен – количество секций АВО, где работают соответственно 2 вентилятора, 1 вентилятор и вентилятор выключен.
Давление газа на выходе из АВО составляет:
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4609
АВО
(11)
pвых
 pвхАВО  p,
где Δp – гидравлическое сопротивление аппарата, состоящее из сопротивления трения,
местных сопротивлений и сопротивления на ускорение потока, связанное с изменением
плотности среды от входа к выходу.
Мощность, потребляемая электродвигателем вентилятора АВО, составляет:
ф
Vвоз
 рст
N вых 
,
(12)
вен эд р
Vфвоз
– количество воздуха, перемещаемого вентилятором, Δрст – перепад статичегде
ского давления воздуха, ηвен, ηэд, ηр – соответственно КПД вентилятора (при заданном
угле установки лопастей), электродвигателя и редуктора.
Для расчета теплоотдачи со стороны воздуха при вынужденной конвекции (включен вентилятор АВО) необходимо наиболее полно учитывать особенности теплоотдачи
от оребренной поверхности к воздуху в соответствии с выражением:

0,54
0,14

 hp 

(13)
 
Nuв 
,

 up 

 
где dтр – диаметр трубок у основания ребра, uр – шаг между ребрами, hр – высота ребер.
Для расчета теплоотдачи от газа к стенкам трубок АВО используется традиционное
критериальное уравнение для турбулентного течения газа в трубе, которое адаптировано для реальных процессов охлаждения газа. Так, при расчете количества воздуха,
перемещаемого вентилятором, введен поправочный коэффициент КR, учитывающий
утечки воздуха через щели между секциями:
d тр
0,223 Re в0,65  
 uр

(14)
ф
Vвоз

d
4

2
0

2
 d ст
 vв.ср  К R ,
где d0, dст – диаметры обечайки и ступицы вентилятора, vв.ср – средняя скорость воздуха
в сечении входного конфузора.
Для повышения достоверности расчета реальных параметров в уравнение теплопередачи необходимо ввести коэффициент KS, учитывающий загрязнение межреберного
пространства секций АВО:
k   F
(15)
Q2 
 KS ,
2
где Q2 – количество теплоты, отведенной от газа, θ – среднелогарифмический температурный напор, F – общая наружная площадь теплообменника с двумя вентиляторами, к
– коэффициент теплопередачи.
Коэффициент теплопередачи, определяется выражением:
 1 d тр  d вн   d тр 1   d тр 
  КZ ,
(16)

k   

2
d
d



ст
вн
вн 
г
 в
где dтр, dвн – диаметры трубок соответственно у основания ребра и внутренний, αв, αг –
коэффициенты теплоотдачи по воздуху и по газу соответственно, λст – теплопроводность стенки, φ – коэффициент оребрения, KZ – поправочный коэффициент, учитывающий внутреннее загрязнение трубок.
Экспериментально установлено, что все перечисленные выше поправочные коэффициенты принимают следующие значения: КR = 1,0÷0,6; KS = 1,0÷ 0,55; KZ = 1,0÷0,85.
Однако наибольшую сложность вызывает определение коэффициента KS, который с
увеличением загрязнений трубок АВО с воздушной стороны уменьшается из-за снижения разницы между температурами газа и стенки трубок.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4610
Математическая модель участка газопровода между двумя КС. Модель основана на методиках аэродинамического и теплового расчета и предназначена для определения падения давления и температуры газа по длине МГ.
Как показал анализ сопоставления различных эмпирических выражений с эксплуатационными характеристиками рассматриваемых МГ, наилучшую корреляцию с экспериментальными данными дают результаты расчетов конечной температуры на выходе
линейного участка по уравнению:
 p  pвых 9,81 Z 
ЛУГ
 aL
tвых
(17)
 t гр  tвх  t гр  e  aL   Di вх

  1 e ,
a
aC p 

3,14  K  D
– параметр или критерий Шухова, К – коэффициент теплопередачи,
где a 
Vг   г  C p




D, L – наружный диаметр и длина трубопровода соответственно, Vг – объем перекачиваемого газа, Ср – изобарная теплоемкость газа, ρг – плотность газа, ΔZ – разность конечной и начальной отметок участка газопровода, tгр, tвх – температура грунта газа в начале трубопровода соответственно, Di = Cp–1(0,98·106 Tcp –1,5) – коэффициент ДжоуляТомпсона, рвх, рвых – давление соответственно в начале и в конце газопровода.
Давление газа на выходе из линейной части МГ:
(18)
ЛУГ
рвых

2
рвх

    Z ср  Т ср  L Vk2
105,087  d 
2,5 2
,
где d – внутренний диаметр МГ, рвх – абсолютное давление в начале участка, Δ – относительная плотность газа по воздуху, Тср – средняя по длине ЛПУМГ температура газа,
Zcp – средний по длине МГ коэффициент сжимаемости газа, λ – коэффициент гидравлического сопротивления участка МГ, который определяется экспериментальным КМС и
коэффициентом сопротивления трению λтр.
Для реальных МГ КМС = 1,25÷1,47, а λтр:
0, 2
 158 2к э 

 ,
d 
 Re
где кэ – эквивалентная шероховатость труб, диапазон изменения которой определяется
в ходе получения эксплуатационных характеристик каждого из рассматриваемых МГ.
Полученные модели теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи
газа по трубопроводам являются центральным звеном процедурного алгоритма выбора
оптимальных параметров энергопотребления на выходе с каждой КС.
(19)
тр  0,067
3.3. Исследование оптимизированных ЛПУ по энергопотреблению
Исследования влияния процесса охлаждения газа в АВО на энергетическую эффективность МГ рассмотрим исходя из структуры трех компрессорных станций.
Моделировалась ситуация, когда постепенно увеличивалось количество включенных вентиляторов АВО газа на КС-1 (от 0 до 32 шт.). В результате снижалась температура газа на выходе из КС-1, что в свою очередь привело к повышению давления газа
на входе в КС-3.
В результате проведенных расчетов получены зависимости, представленные на
рис. 4. Анализ этих зависимостей показывает высокую эффективность охлаждения газа
в АВО в зимний период. Так при температуре наружного воздуха 0 °С включение 32-х
вентиляторов АВО газа на КС-1 приводит к увеличению давления газа на входе КС-3
на 0,25МПа, а при температуре наружного воздуха -20°С для достижения аналогичного
эффекта потребуется всего лишь 16 вентиляторов.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4611
Рис. 3. Структура плеча МГ с тремя КС.
Рис. 4. Зависимость давления транспортируемого газа на входе КС-3 при включении
вентиляторов АВО на КС-1 (через станцию).
Поддержание постоянного давления на выходе КС-3 при увеличении давления на
входе этой станции возможно за счет регулирования режима работы нагнетателей и одновременного уменьшения потребляемой мощности компрессора. Регулирование
можно производить частотно-регулируемым электроприводом.
4. Заключение
Кардинальное решение проблем энергоэффективности газовой отрасли и обеспечение приемлемой надежности оборудования МГ связано с системной оптимизацией всех
технологических звеньев и агрегатов КС и ЛПУ в рамках магистрального плеча.
Разработанная методика и имитационные модели позволяют определять оптимальные термодинамические параметры компримируемого газа для любых КС. Однако в
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4612
реальной эксплуатации технически поддерживать оптимальные температуру и давление газа и не допустить их колебаний при ручном регулировании невозможно, поэтому
возникает необходимость в применении автоматизированных систем на базе частотнорегулируемых электроприводов, обеспечивающих поддержание оптимальных термодинамических параметров компримируемого газа. Оценку энергетической эффективности внедрение этих систем может дать только технико-экономический анализ.
Проведенные натурные испытания показали, что синтезированная модель теплоэнергетической системы сжатия, охлаждения и передачи газа по МГ в целом отражает
возможности энергосбережения при использовании частотно-регулируемого высоковольтного электропривода ГПА. Однако практическая реализация данной системной
оптимизации предполагает наличие автоматизированных систем стабилизации внутренних и выходных параметров на базе регулируемых ЧРП агрегатов каждой КС, внедрение которых требует дополнительного технико-экономического обоснования.
Оптимизационные расчеты, проведенные с помощью моделирования теплоэнергетической системы в виде программно-информационного комплекса показали, что применение АВО газа в зимний период на КС-1 (в работе 24 вентилятора) приводит к повышению давления газа на входе КС-3 на 0,25МПа, что позволяет отключить на КС-3
один ЭГПА из четырех работающих в параллель, при сохранении заданного давления
газа на выходе из системы. Снижение мощности в системе из трех КС составляет
3,71 МВт (3%), что приводит к экономии электроэнергии на 2670 МВт·ч/мес и дает
экономический эффект порядка четырёх миллионов рублей ежемесячно.
Список литературы
1.
Энергосбережение и автоматизация электрооборудования компрессорных станций / Под ред. О.В.
Крюкова. Нижний Новгород: Вектор ТиС. Т. 1. 2010. 560 с.
2. Энергосбережение и автоматизация электрооборудования компрессорных станций / Под ред. О.В.
Крюкова. Нижний Новгород: Вектор ТиС. Т. 2. 2011. 664 с.
3. Энергосбережение и автоматизация электрооборудования компрессорных станций / Под ред. О.В.
Крюкова. Нижний Новгород: Вектор ТиС. Т. 3. 2012. 572 с.
4. Концепция энергосбережения и повышения энергетической эффективности ОАО «Газпром» на период 2011-2020 гг. / Утверждена приказом ОАО «Газпром» № 364 от 28.12.2010. 30 с.
5. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Крюков О.В. и др. Электроприводы объектов газотранспортных
систем: Монография серии «Научные труды к 45-летию ОАО «Гипрогазцентр»» // Под ред. О.В.
Крюкова. Нижний Новгород: Исток. В 6 томах. 2013. Т. 4. 300 с.
6. Пужайло А.Ф., Савченков С.В., Реунов А.В. и др. АСУ и диспетчеризации магистральных
газопроводов: Монография серии «Научные труды к 45-летию ОАО «Гипрогазцентр»» // Под ред.
О.В. Крюкова. Нижний Новгород: Исток. В 6 томах. 2013. Т. 5. 300 с.
7. Аникин Д.А., Рубцова И.И., Крюков О.В. и др. Опыт проектирования систем управления ЭГПА // Газовая промышленность. 2009. № 2. С. 44-47.
8. Крюков О.В. Проектирование и модернизация электроприводов нефтегазовых перекачивающих агрегатов // Труды III Всероссийской конференции «Электропривод, электротехнологии и электрооборудование предприятий». Уфа, 8 апреля 2011. Уфа: УГНТУ, 2011. С. 69-72.
9. Крюков О.В. Анализ и техническая реализация факторов энергоэффективности инновационных решений в электроприводных турбокомпрессорах // Автоматизация в промышленности. 2010. № 10. С.
50-53.
10. Воронков В.И., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Основные экологические направления и задачи
энергосбережения при реконструкции объектов ОАО «Газпром» // Газовая промышленность. 2013.
№ 7. С. 74-78.
11. Крюков О.В. Оптимизация процесса компримирования газа средствами интеллектуального
электропривода // VII МНТК «Информатизация процессов формирования открытых систем на
основе САПР, АСНИ, СУБД и систем искусственного интеллекта» ИНФОС-2013. Вологда, 28 июня
2013. С.109-112.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
4613
12. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Рубцова И.Е. Энергосбережение в агрегатах компрессорных станций
средствами частотно-регулируемого электропривода // Компрессорная техника и пневматика. 2012.
№ 5. С. 29-34.
13. Захаров П.А., Киянов Н.В., Крюков О.В. Системы электрооборудования и автоматизации для
эффективного транспорта газа // Автоматизация в промышленности. 2008. № 6. С. 6-10.
14. Крюков О.В. Интеллектуальные электроприводы с IT- алгоритмами // Автоматизация в промышленности. 2008. № 6. С. 36-39.
15. Серебряков А.В., Крюков О.В. О новых возможностях технологий SMART GRID // Электрооборудование: эксплуатация и ремонт. 2013. № 2. С. 47-48.
16. Милов В.Р., Шалашов И.В., Крюков О.В. Способ управления техническим состоянием на основе
прогнозирования // Автоматизация в промышленности. 2010. № 8. С. 47-49.
17. Крюков О.В. Теоретическое обоснование и новая аппаратная реализация энергосберегающих электроприводов газоперекачивающих агрегатов // Труды Международной конференции «XVI Бенардосовские чтения». Иваново, 1-3 июня 2011 г. Иваново: ИГЭУ, 2011. Т. 3. С. 50-53.
18. Крюков О.В. Расширение возможностей газоперекачивающей техники средствами интеллектуального электропривода // Материалы XVIII Международного Симпозиума «Потребители-производители компрессоров и компрессорного оборудования», СПб, СПбГПУ, 5-7 июня 2013. – С.90-99.
19. Kryukov O.V., Rubtsova I.E., Stepanov S.E. Optimization of Gas-Compressor Units Synchronous Electric
Drives Dynamic Modes // Abstracts of the 13th International Conference on Electromechanics,
Electrotechnology, Electromaterials and Components ICEEE-2010. Alushta, Crimea, Ukraine. 20
September, 2010. Р. 105.
20. Milov V.R., Suslov B.A., Kryukov O.V. Intellectual management decision support in gas industry // Automation and Remote Control. 2011. Vol. 72, No. 5. P. 1095-1101.
21. Крюков О.В., Рубцова И.Е., Садиков Д.Г., Степанов С.Е. Теоретическое обоснование и новые аппаратные возможности энергосберегающих ЭГПА // Сборник докладов IV МНТК «Газотранспортные
системы: настоящее и будущее (GTS-2011)». ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 26-27 октября 2011. М.,
2012. Т. 2. С. 139-158.
22. Крюков О.В., Степанов С.Е. Пути модернизации электроприводных газоперекачивающих агрегатов
// IX МНТК ПАЭП-12. Крым, Николаевка / Електромеханiчнi I енергозберiгаючi системи. 2012. № 3.
С. 209-212.
23. Kryukov O.V. Intelligent electric drives with IT algorithms // Automation and Remote Control. 2013. Vol.
74, No. 6. P. 1043-1048.
24. Крюков О.В. Научное обоснование путей модернизации электроприводных ГПА // Вiсник НТУ
«ХПI» Серiя «Проблеми автоматизованого електроприводу. Теорiя i практика». № 36 (1009). XХ
МНТК ПАЭП-13, Харькiв, 2013. С. 133-134.
25. Крюков О.В. Проектируем MES: как создать сбалансированное проектное решение // III МНТК «Эффективные технологии управления производством» Р2Е-2011. 17-18 октября 2011.
26. Милов В.Р., Суслов Б.А., Крюков О.В. Интеллектуализация поддержки управленческих решений в
газовой отрасли // Автоматизация в промышленности. 2009. № 12. С. 16-20.
27. Крюков О.В., Степанов С.Е. Электропривод газоперекачивающего агрегата // Патент на полезную
модель, МПК Н02Р 6/06. Рег. №2011111826/07(017479). Положительное решение о выдаче патента
от 06.05.2011.
28. Крюков О.В. Система управления аппаратами воздушного охлаждения // Патент на полезную модель
РФ №106310, МПК F04D 27/00. ОАО «Гипрогазцентр». Опубл. БИ 2011. №7.
29. Крюков О.В., Степанов С.Е., Воронков В.И. Концепция энергоэффективных электроприводов КС //
Труды VII Международной конференции по автоматизированному электроприводу АЭП-2012.
Иваново, ИГЭУ, 2-4 октября 2012. С. 191-195.
30. Спиридович Е.А., Воронков В.И., Крюков О.В. Системная оптимизация энергопотребления
агрегатов КС // Компрессорная техника и пневматика. 2012. № 8. С. 32-39.
31. Спиридович Е.А., Воронков В.И., Крюков О.В. Системное электропотребление агрегатов
компрессорных станций // Наука и техника в газовой промышленности. 2012. № 1. С. 58-70.
32. Крюков О.В. Принципы оптимизации работы электроприводов компрессорных станций
магистральных газопроводов // XVII МНТК «Бенардосовские чтения». Иваново, ИГЭУ, 29-31 мая
2013. С. 39-42.
33. Пужайло А.Ф., Крюков О.В., Репин Д.Г. Способ магистрального транспорта газа // Патент на
изобретение МКИ F17D1/02. Положительное решение 08.08.13 по заявке №2012113091, приор.
03.04.12., опубл. 10.10.2013, Бюл. № 28. ОАО «Гипрогазцентр». 2013.
XII ВСЕРОССИЙСКОЕ СОВЕЩАНИЕ ПО ПРОБЛЕМАМ УПРАВЛЕНИЯ
ВСПУ-2014
Москва 16-19 июня 2014 г.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа