Содержание к диссертации
Введение
Глава 1. Анализ состояния проблемы и постановка задачи исследования 11
1.1 Анализ технологии транспорта газа и применяемого технологического оборудования 11
1.2 Проблема повышения энергоэффективности при транспорте газа 24
1.3 Постановка задачи исследования 26
Глава 2 Анализ структуры и динамики потребления электроэнергии электроприемниками КС МГ 27
2.1 Основные потребители электроэнергии. Общая структура электропотребления 27
2.2 Динамика потребления электроэнергии на транспорт газа 34
2.3 Анализ фактического и нормативного потребления электроэнергии 43
2.4 Динамика выработки электроэнергии ЭСН 52
Глава 3 Математические модели потребления электроэнергии АВО газа 62
3.1 Алгоритм определения потребления электроэнергии на охлаждения газа, базирующийся на тепловых характеристиках АВО и энергетических характеристиках электродвигателей вентиляторов 62
3.2 Разработка функциональной математической модели потребления электроэнергии электродвигателями АВО газа 72
3.2.1 Физические основы процесса охлаждения газа в АВО и построение математической модели удельного электропотребления вентиляторами АВО газа 72
3.2.2 Определение параметров функциональных моделей удельного электропотребления АВО газа 87
3.3 Сравнительный анализ погрешностей моделей электропотребления АВО газа 99
Глава 4 Оптимизации режимов электропотребления электротехнических комплексов КС при наличии двух источников питания 107
4.1 Основные варианты питания электроприемников КС при наличии двух источников 107
4.2 Математическая модель выбора оптимального решения 112
4.3 Анализ рациональных режимов электропотребления различными группами электроприемников КС 125
Заключение 135
Библиографический список 137
Приложения 150
- Анализ технологии транспорта газа и применяемого технологического оборудования
- Анализ фактического и нормативного потребления электроэнергии
- Определение параметров функциональных моделей удельного электропотребления АВО газа
- Анализ рациональных режимов электропотребления различными группами электроприемников КС
Введение к работе
Согласно энергетической стратегии России на период до 2030 года одним из приоритетных направлений является повышение энергоэффективности народного хозяйства, в том числе и газовой промышленности, которая является не только ведущей отраслью отечественного топливно- энергетического комплекса, но и значительным потребителем энергоресурсов, основная часть которых приходится на нужды магистрального транспорта газа. В связи с этим мероприятия, направленные на сокращение затрат топливно-энергетических ресурсов (ТЭР) на транспорт природного газа, могут дать существенный технико-экономический эффект, что определяет актуальность исследований в этой области.
На компрессорных станциях (КС) с газотурбинным приводом, составляющим около 85% установленной мощности, основная доля потребления электроэнергии приходится на электроприемники установок охлаждения газа (УОГ), предназначенных для охлаждения природного газа после ком- примирования. Необходимость охлаждения газа обусловлена требованиями увеличения пропускной способности и условиями эксплуатации магистральных газопроводов (МГ). УОГ состоит из параллельно включенных аппаратов воздушного охлаждения (АВО), обычно от 10 до 28, оснащенных одним или чаще всего двумя вентиляторами, обеспечивающими обдув теп- лообменных поверхностей наружным воздухом. В качестве привода вентилятора используется асинхронные короткозамкнутые двигатели мощностью от 22 кВт до 100 кВт.
Электротехнические комплексы (ЭТК) КС линейно-производственных управлений (ЛПУ) предприятий транспорта газа, кроме потребления от энергосистемы, могут получать электроэнергию от источников, называемых электростанциями собственных нужд (ЭСН). Питание некоторых ЛПУ, в особенности расположенных в удаленных районах, осуществляется только от ЭСН.
Одним из путей повышения энергоэффективности транспорта газа в соответствии с «Концепцией энергосбережения в ОАО «Газпром» в 20012010 гг.» является введение в эксплуатацию новых электростанций собственных нужд и энергоустановок, отличающихся более высоким КПД и надежностью. Кроме того, наличие ЭСН обеспечивает высокий уровень энергетической безопасности объектов единой системы газоснабжения.
Проблеме повышения энергоэффективности электротехнических комплексов КС посвящено значительное количество исследований, среди которых можно отметить работы С.В. Алимова, И.И. Аршакяна, И.В. Белоусен- ко, С.В. Голубева, М.С. Ершова, Б.Г. Меньшова, А.А. Тримбача, В.А. Шпилевого, Г.Р. Шварца, А.Д. Яризова и других авторов, однако ряд вопросов в этой области остаются открытыми.
В связи с этим задача оптимизации режимов электропотребления ЭТК КС МГ с целью повышения энергоэффективности - достижения экономически оправданной эффективности использования ТЭР при существующем уровне техники и технологии, является весьма актуальной.
Объект исследования: электротехнические комплексы и основные электроприемники компрессорной станции магистрального газопровода. Предметом исследования являются режимы электропотребления основными технологическими установками компрессорных станций магистральных газопроводов и режимы работы системы электроснабжения.
Цель работы: повышение энергоэффективности работы электротехнических комплексов компрессорных станций магистральных газопроводов на основе разработки математических моделей электропотребления электродвигателями АВО газа и исследования рациональных режимов электропотребления при наличии внешнего источника питания (ИП) и ЭСН.
Для достижения поставленной цели основными задачами исследования являются:
анализ структуры и объемов потребления электроэнергии электроприемниками КС МГ;
анализ существующих методик нормирования потребления электроэнергии основными электроприемниками КС и оценка погрешностей прогнозирования максимальной мощности и потребления электроэнергии;
разработка алгоритма определения потребления электроэнергии на охлаждение газа на основе тепловых характеристик АВО и энергетических характеристик электродвигателей вентиляторов;
разработка математической модели потребления электроэнергии электроприемниками АВО газа КС МГ в стационарных режимах и её параметрическая идентификация на основе результатов обработки экспериментальных данных;
оценка адекватности разработанного алгоритма и математических моделей;
разработка математической модели и методики оптимизации режимов работы ЭТК компрессорных станций магистральных газопроводов при наличии внешних ИП и ЭСН и оценка эффективности оптимальных алгоритмов.
Методы исследования. При выполнении работы применялись методы линейной алгебры, теоретико-методологические основы электротехники, методы теории теплопроводности, методы регрессионного анализа, методы статистических исследований, метод факторного анализа.
Достоверность полученных результатов исследований определяется корректным использованием соответствующего математического аппарата, вычислительных программных комплексов, апробированных методик системного анализа, обоснованностью принятых допущений и подтверждается удовлетворительным совпадением результатов расчетов и экспериментальных данных.
Научная новизна.
-
-
Алгоритм определения электропотребления на охлаждение газа, базирующийся на тепловых характеристиках АВО и энергетических характеристиках электродвигателей вентиляторов, отличающийся от известных учетом влияния вариаций параметров указанных характеристик на режим электропотребления.
-
Математические модели потребления электроэнергии электродвигателями вентиляторов АВО газа в стационарных режимах и результаты их параметрической идентификации на основе статистических данных, отличающиеся от известных учетом вариаций температуры наружного воздуха, расхода газа, температуры газа на входе и выходе АВО.
-
Математическая модель, методика и результаты решения задачи оптимизации режимов работы ЭТК КС МГ при наличии внешних ИП и ЭСН, учитывающие характеристики графика нагрузки и соотношение цен на электроэнергию, получаемую от внешнего ИП и от ЭСН.
-
Методика и результаты оценки эффективности оптимизации режимов работы ЭТК КС на основе разработанных математических моделей.
Практическая ценность работы.
-
-
-
Алгоритм определения электропотребления, базирующийся на тепловых характеристиках АВО и энергетических характеристиках электродвигателей вентиляторов, наряду с решением задачи прогнозирования электропотребления, позволяет оценить техническое состояние АВО на основе сравнения фактического энергопотребления с расчетным, а также может использоваться на стадии проектирования ЭТК КС.
-
Разработанные математические модели позволяют уточнить нормы потребления электроэнергии на технологический процесс охлаждения газа, повысить достоверность прогнозирования режимов потребления электроэнергии электродвигателями вентиляторов АВО газа при формировании заявок в электроснабжающую организацию и снизить оплату за электроэнергию.
-
Предложенная методика и разработанные рекомендации для систем электроснабжения КС с внешним ИП и ЭСН позволяют оптимизировать электропотребление ЭТК по критерию минимума затрат на электроэнергию.
Реализация результатов работы. Поставленные в диссертационной работе задачи решены в рамках основных направлений, указанных в Концепции энергосбережения ОАО «Газпром» в 2001 - 2010 г.г. и в Концепции энергосбережения и повышения энергоэффективности ОАО «Газпром» на период 2011 - 2020 г.г. Разработанные в диссертации методики, положения и выводы внедрены в учебный процесс Самарского государственного технического университета, а также при переподготовке специалистов предприятий ОАО «Газпром» в НОУ ДПО «Сервис-центр Самара».
Апробация работы. Основные положения и результаты исследований докладывались и обсуждались на следующих конференциях: XII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов, Московский Энергетический Институт, г. Москва, 2006 г.; XVII научно-техническая конференция «Электронные и электромеханические установки», г. Томск, 2006г.; VI международная научно-практическая конференция «Современные средства защиты электрических сетей предприятий нефти и газа от перенапряжений», г. С.-Петербург, 2007г.; Всероссийская научная конференция молодых ученых «Наука. Технологии. Инновации», Новосибирский государственный технический университет, г. Новосибирск, 2008г.; Международная научно-техническая конференция «Безопасность, надежность, эффективность в электроэнергетике и энергопотребляющих установках», Петербургский энергетический институт повышения квалификации, г. С.Петербург, 2010г.; XVII международная научно-техническая конференция студентов и аспирантов «Радиоэлектроника, электротехника и энергетика», Московский Энергетический Институт, г. Москва, 2011г.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликовано 9 работ, в том числе 3 из них - в изданиях, включенных в перечень ведущих рецензируемых научных журналов и изданий, рекомендованных ВАК РФ.
Основные положения, выносимые на защиту:
-
-
-
-
Алгоритм определения потребления электроэнергии на охлаждения газа, базирующийся на тепловых характеристиках АВО и энергетических характеристиках электродвигателями вентиляторов.
-
Математические модели потребления электроэнергии электродвигателями вентиляторов АВО газа КС МГ и результаты их параметрической идентификации на основе статистических данных.
-
Математическая модель, методика и результаты решения задачи оптимизации режимов работы ЭТК КС при наличии внешнего ИП и ЭСН, учитывающие характеристики графиков нагрузки.
-
Методика, рекомендации и оценка эффективности оптимизации режимов работы конкретных ЭТК КС.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения, библиографического списка из 128 наименований и приложения. Основной текст работы изложен на 152 страницах, диссертация содержит: 63 рисунка, 23 таблицы.
Анализ технологии транспорта газа и применяемого технологического оборудования
Основные месторождения природного газа в России расположены на значительном расстоянии от крупных потребителей. Основным средством его внутриконтинентального транспорта являются магистральные газопроводы (МГ).
Сырой газ, собираемый с кустов газовых скважин, перед подачей в магистральные газопроводы проходит подготовку, которая заключается в его очистке от механических примесей, осушке от газового конденсата и влаги, а также удаление побочных продуктов при их наличии. Если давление на устье скважины больше, чем рабочее давление газопровода, то оно дросселируется до нужной величины введением дополнительного гидравлического сопротивления, но, как правило, при длительной эксплуатации газоносных пластов давление наоборот необходимо поднимать, вследствие чего газопромысловые объекты обустраиваются дожимными компрессорными станциями (ДКС).
Транспортировка природного газа на значительные расстояния не возможна только за счет пластового давления, так как из-за гидравлического сопротивления трубопровода происходит его постепенное снижение и падение пропускной способности. Для поддержания оптимального режима эксплуатации магистрального газопровода на его трассе через каждые 80-150 км. устанавливаются компрессорные станции (КС) [28]. Расстояние между ними определяется величиной падения давления газа на этом участке газопровода, а кроме того расположение КС привязывается к населенным пунктам, источникам электроэнергии, водоснабжения и т.д.
Компрессорные станции обеспечивают условия объемной пропускной способности газопровода, повышая давление газа каждого его участка на 1,6- 2,5 МПа, что примерно соответствует падению давления газа в результате движения по предыдущему участку. Параметры работы КС определяют режим работы газопровода.
В связи с этим, оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов, изменением частоты вращения силовой турбины у газоперекачивающего агрегата (ГПА) с газотурбинным приводом и т.п. Но в любом случае, предпочтительна перекачка необходимого количества газа меньшим числом агрегатов, что уменьшает расход топливного газа на нужды перекачки и, соответственно, увеличивает подачу товарного газа по газопроводу.
В отдельных случаях, когда объемы транспортируемого газа заметно снижаются по сравнению с плановым, например, в летний период, регулирование пропускной способности газопровода происходит отключением работы отдельных КС. Но при расчетной производительности газопровода это обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы.
Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.
Основным оборудованием КС является: узел подключения КС к магистральному газопроводу; камера запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; установка очистки технологического устройства магистрального газопровода, состоящая из пылеуловителей и фильтрсепара-торов; установка охлаждения газа (УОГ); газоперекачивающие агрегаты; технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; установка подготовки пускового и топливного газа; установка подготовки импульсного газа; различное вспомогательное оборудование; энергетическое оборудование; главный щит управления и система телемеханики; оборудование электрохимической защиты трубопровода и обвязки КС.
Основным технологическим объектом КС является компрессорный цех (КЦ) с газоперекачивающими агрегатами. Количество КЦ в составе КС может быть различно и, как правило, соответствует числу ниток магистральных газопроводов, подходящих к КС.
Режим работы компрессорной станции во многом зависит от числа и мощности газоперекачивающих агрегатов КЦ, а также их энергетических показателей и технологических режимов работы. ГПА состоит из двух основных компонентов: нагнетателя, на котором непосредственно осуществляется компримирование газа, и силового привода, приводящего в движение нагнетатель. В настоящее время основными типами ГПА являются: агрегаты с приводами от газотурбинных установок (ГТУ), электроприводные агрегаты и поршневые газомотокомпрессоры.
Повышение давления газа на КС осуществляется в одну, две или три ступени с помощью центробежных или поршневых компрессоров.
Преимущественное распространение на КС магистральных газопроводов получили центробежные нагнетатели. Одна ступень повышения давления с центробежными нагнетателями составляет около 0,8 МПа.
Поршневые компрессоры применяются при пропускной способности трубопровода 0,5—10 млн.м /сут, и, как правило, приводятся в действие от газовых двигателей внутреннего сгорания (газомоторные компрессоры). Мощность двигателей таких компрессоров достигает 2500—4000 кВт, а КПД агрегата доходит до 40%. К преимуществом газомоторных компрессорных установок можно отнести возможность широкого регулирования их мощности путем изменения частоты вращения коленчатого вала двигателя и изменения режима работы самого компрессора. Такие компрессоры применяются в основном в подземных хранилищах газа, где на выходе необходимо создание большого давления (более 10 МПа).
В сравнении с поршневыми компрессорами центробежные имею ряд преимуществ:
- большую производительность;
- отсутствие внутренних трущихся частей, требующих смазки;
- меньшую площадь, требуемую для установки;
- более легкие фундаменты благодаря меньшей массе агрегатов и почти полному отсутствию толчков и вибраций;
- равномерность подачи газа;
- меньшую стоимость установки, особенно в случае применения для центробежных компрессоров электропривода.
Но с другой стороны недостатком центробежных компрессоров является сложность регулирования их производительности, что требует применения регулируемого приводного двигателя. В настоящее время наиболее распространенным приводом центробежных компрессоров являются газовые турбины и электродвигатели.
На компрессорных станциях применяются неполнонапорные и полнонапорные нагнетатели.
Неполнонапорные нагнетатели осуществляют только частичное сжатие газа (1,23—1,25), в связи с чем объединяются в группы. На практике же бывает необходимость в степени сжатия 1,45 и более, поэтому применяется двух и трехступенчатое сжатие.
Степень сжатия полнонапорных нагнетателей достигает 1,45.
Необходимая подача КС достигается параллельным включением нескольких полнонапорных нагнетателей или нескольких групп из последовательно включенных неполнонапорных нагнетателей.
В настоящее время неполнонапорные компрессоры морально и физически устарели и практически сняты с производства.
Двухступенчатые компрессоры на выходное давление 5,6, 7,6 МПа и степенью повышения давления 1,44—1,5 применяются в основном на линейных КС.
Многоступенчатые компрессоры используются на дожимных КС, на КС подземных хранилищ газа и на КС обратной закачки в пласт.
На компрессорной станции устанавливают от 4 до 16 центробежных нагнетателей с электрическим или газотурбинным приводом. Число газомоторных компрессорных установок на одной станции достигает 20 и более. Ввиду относительно небольшой степени сжатия газа, обеспечиваемой центробежными нагнетателями, последние часто включаются последовательно. Все работающие агрегаты станции разбиваются на параллельно работающие группы. В каждой из групп могут работать либо один, либо два-три последовательно соединенных нагнетателя.
Как уже отмечалось, в газоперекачивающих агрегатах используются три типа привода: газотурбинный, электрический и газомоторный (поршневой).
Несмотря на то, что в начале развития отечественных газопроводов эти приводы конкурировали между собой, на сегодняшний день на КС магистральных газопроводов в основном используются газотурбинные и электропривода, обладающие каждый своими достоинствами и недостатками. Из-за ряда показателей, таких как габаритно-массовых и стоимостных, газомоторный привод не получил распространение.
Анализ фактического и нормативного потребления электроэнергии
Представляет интерес сравнить фактическое потребление электроэнергии основными электроприемниками КС МГ с нормативным, которое может быть определено по «Временной методикой расчета норм расхода и нормативной потребности в природном газе и электроэнергии для магистрального транспорта газа» [30] (далее по тексту - «Временная методика»).
В соответствии с «Временной методикой» расчетное потребление электроэнергии АВО газа определяется по формуле где Р„ — номинальная мощность электродвигателя вентилятора АВО, кВт;
Ки - коэффициент использования мощности электродвигателей АВО (следует принимать не менее 0,9);
TJ — КПД электродвигателя АВО (принимается по паспортным данным);
Тлво - продолжительность планируемого периода, ч;
m - число включенных в работу вентиляторов АВО, соответствующее нормативно плановому режиму транспорта газа. Допускается определение m формуле: = М-Кив,
где М- число установленных на АВО газа вентиляторов;
Кив_ - коэффициент использования вентиляторов АВО газа по времени, определяемый по специальной таблице в зависимости от температуры наружного воздуха.
Типовой график потребления электроэнергии электродвигателями АВО газа при стабильном проектном режиме работы МГ имеет максимум в летние месяцы. На рисунках 2.14, 2.15 приведены графики годового нормативного и экспериментального электропотребления для двух типовых ЛПУ.
Следует подчеркнуть, что типовые графики соответствуют проектному режиму работы МГ. Фактические режимы работы МГ в отчетный период, как показывает анализ, существенно отличались от проектных.
Основными электроприемниками ГПА являются электроприводы: пускового маслонасоса с асинхронным двигателем (40кВт, 2920 об/мин); резервного маслонасоса с двигателем постоянного тока (6 кВт, 1000 об/мии); насоса уплотнения с асинхронным двигателем (55 кВт, 2920 об/мин); валоповорот-ного устройства для проворачивания роторов перед запуском и во время охлаждения агрегата после остановки, с асинхронным двигателем (3 кВт, 1440 об/мин); вентиляторы маслоохлождения (АВО масла) с асинхронными двигателями.
В соответствии с «Временной методикой» расчетное потребление электроэнергии КЦ на собственные нужды ГПА.
Дифференцированный анализ нормативного и фактического потребления электроэнергии отдельными ГПА предполагает наличие информации о наработке каждого ГПА и данных по потреблению электроэнергии электроприемниками каждого ГПА.
В связи с этим на основе имеющихся данных предлагается провести интегральную оценку потребности в электроэнергии на собственные нужды ГПА в целом по отдельным типовым ЛПУ.
Как показывает анализ приведенных данных, фактический расход электроэнергии на собственные нужды ГПА примерно в 2 раза меньше расчетного. Результаты расчетов по объединению в целом также свидетельствуют о том, что фактический расход электроэнергии на собственные нужды ГПА существенно ниже расчетных значений. Указанные факты показывают, что, по-видимому, расчетные нормы, заложенные во «Временной методике», существенно завышены и нуждаются в уточнении.
Кроме того, фактически на КС учет электропотребления на собственные нужды ГПА ведется на трансформаторной подстанции цехов, таким образом в эту статью включено и постороннее потребление электроэнергии, такое как на освещение цеха и территории, калориферы, оборудование КИПиА, мастерские, кабинеты, бытовые помещения и другие потребители, расположенные в цеху и в здании главного щита управления цеха. Данное обстоятельство так же может способствовать отклонению фактического потребления электроэнергии на собственные нужды ГПА от нормативных значений.
Определение параметров функциональных моделей удельного электропотребления АВО газа
Зависимость (3.26) является нелинейной относительно независимых переменных и, следовательно, её отображение на множество функций также является нелинейным. Рассматривая регрессионную модель на множестве неизвестных параметров она может быть принята квазилинейной, являющейся простейшим видом нелинейных статистических моделей, и с точностью до монотонного преобразования совпадает с линейными.
В рассматриваемом случае вид квазилинейной функции определяется значениями величин хох и т„.п. и определяется зависимостью /tw„c) (3.39)
В зависимости от функциональной зависимости величин в приведенной функции (3.39) целесообразно рассмотреть два варианта:
1 Величины температуры газа на входе в АВО твх и температуры наружного воздуха хнв в (3.39) не связаны какой либо функциональной зависимостью;
2 Величины твх и т„в связаны функциональной зависимостью.
Вариант 1
Для определения вида (3.39) необходимо рассмотреть частные регрессионные представления w=f(rex) и w=f(Te№C). Эти зависимости для АВО газа некоторых ЛПУ приведены на рисунках 3.10-3.12. Анализ стохастических зависимостей показывает, что значение величины удельного потребления электроэнергии двигателями вентиляторов линейно зависят от твх, а в случае с хт возможны две характерные зависимости - линейная и параболическая. Вследствие этого выражение (3.26) для данного случая может быть определено формулами:
Так, например, для нескольких типовых ЛПУ по результатам обработки статистических данных по электропотреблению в течении четырех лет, приведенных в таблицах 3.2-3.3, найдены коэффициенты Модели I (таблица 3.4) и коэффициенты Модели II (таблица 3.5).
Произведённые расчёты дали результаты, приведенные в таблице 3.6.
Зависимости удельного расхода электроэнергии, вычисленные для потребителей АВО ЛПУ №1 и ЛПУ №2 за разные годы по квазилинейным моделям (3.40), (3.41) и (3.45), а также результаты эксперимента, представлены на рисунках 3.14-3.19.
Анализ зависимостей показывает, что наиболее точное приближение к экспериментально полученным результатам даёт вторая модель (3.41).
Вследствие этого целесообразно удельный расход электроэнергии для АВО оценивать по формуле (3.41).
Анализ рациональных режимов электропотребления различными группами электроприемников КС
Электроэнергию, потребляемую на КС МГ, обычно принято учитывать по трём статьям: газоперекачивающие агрегаты ЖГЛА, аппараты воздушного охлаждения (АВО) газа WABO, прочие Wnp. Таким образом, общее суточное потребление электроэнергии КС.
Суточный максимум нагрузки определяется установками АВО газа и связан с включением двигателей вентиляторов АВО при суточном колебании температуры наружного воздуха.
Электроприемники ГПА работают в стационарном режиме, и суточный график потребляемой ими нагрузки не имеет значительных пиков.
Мощность прочих электроприемников КС в общем объеме потребления не значительна, поэтому для упрощения задачи имеет смысл включить её в РГПА (кривая 2) и представить среднесуточную потребляемую мощность КС в виде.
При наличии двух источников питания представляет интерес оценить затраты на электроэнергию при различных вариантах питания электроприемников ГПА и АВО:
- Вариант 3. Питание электроприемников ГПА от ЭС, а электроприемников АВО газа от ЭСН (рисунок 4.16);
- Вариант 4. Питание электроприемников ГПА от ЭСН, а электроприемников АВО газа от ЭС (рисунок 4.17).
Для оценки эффективности будем сравнивать затраты предложенных вариантов с затратами базовых вариантов питания всех электроприемников КС от ЭС (вариант 1) и питания всех электроприемников КС от ЭСН (вариант 2).
По варианту 1 при потреблении электроэнергии электроприемниками АВО и ГПА от энергосистемы.
Таким образом, при выполнении этого условия, т.е. при значении относительной цены электроэнергии от ЭСН Цз меньше указанной величины, питание электроприемников ГПА от ЭС, а АВО газа от ЭСН является менее эффективным, чем питание всех электроприемников КС от энергосистемы.
В другом случаи, при варианте 4, т.е. при питании электроприемников АВО газа от энергосистемы, а электроприемников ГПА от ЭСН общие затраты составят.
При выполнении полученного условия, т.е. при величине относительной стоимости электроэнергии полученной от ЭСН меньше приведенного выражения, вариант 2 является более эффективным нежели вариант 4.
Далее оценим предпочтительность вариантов 3 и 4 по отношению к варианту 2 - питанию всех электроприемников КС от ЭСН, при котором общие затраты составляют.
Таким образом, при выполнении полученного условия вариант 3 является более предпочтительным, чем вариант 2.
Оценивая предпочтительность варианта 2 по отношению к варианту 4, сравнивая соотношения (4.16) и (4.15) получим.
Из приведенного соотношения следует, что в том случае, когда относительная стоимость 1 кВт-ч электроэнергии, полученной от ЭСН, больше значения выражения стоящего в правой части, предпочтительным является вариант 4 по отношению к варианту 2.
Кроме того, сравним варианты 3 и 4 между собой.
При величине относительной стоимости электроэнергии ОТ ЭСН Цз больше величины, полученной в правой части выражения, наиболее предпочтительным является вариант 3, в противном случае вариант 4.
Полученные соотношения позволяют при известных конкретных значениях параметров найти наиболее рациональный с точки зрения затрат на электроэнергию вариант питания электроприемников основных технологических установок КС.
Результаты проведенного сравнения рассматриваемых вариантов сведены в таблицу 4.1.
Проведем анализ режимов работы ЭТК одной из типовых КС, расположенной в районе Западной Сибири, для следующих характерных значений параметров
Аналогично при сравнении варианта 3 с вариантом 1 получено Ц] = 3,48. Таким образом, вариант 3 предпочтителен по сравнению с вариантом 1.
При сравнении варианта 4 с вариантом 1 найдено Z3 = 2,98.
Полученная величина меньше фактической относительной стоимости электроэнергии от ЭСН, что свидетельствует, что наиболее эффективный вариант энергоснабжения данной КС, при питании электроприемников ГПА от ЭС, а электроприемников АВО газа от ЭСН.
Необходимо отметить, что оптимальный вариант электроснабжения должен уточняться с учетом динамики цен на электроэнергию и топливный газ.
Похожие диссертации на Повышение энергоэффективности электротехнических комплексов компрессорных станций магистральных газопроводов на основе разработки математических моделей электропотребления
-
-
-
-
-
-
