WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

Учитывая, что НПП используется для коммерческой перекачки различных видов нефтепродукта и в строго определенных объемах, примем, что требуется перекачать объем Q0 нефтепродукта за технологически разумное время и при рабочем давлении не выше допустимого по условиям прочности НПП и при использовании насосного оборудования с известными расходно-напорными характеристиками. Требуется определить оптимальные параметры транспортировки нефтепродукта, с точки зрения минимальных затрат энергии. Поскольку параметры взаимосвязаны, будем проводить оптимизацию только по одному из них, например по объемной производительности трубопровода G.

В этих условиях энергозатраты составят Nt кВт ч, где N – мощность, затрачиваемая на привод насоса, t – время, затраченное на перекачку. Очевидно, что t= Q0/ G, а с учетом зависимости мощности привода от производительности N=N(G) получим целевую функцию в виде N(G) QF(G) = min (9) G при ограничениях:

N

Н

G

Из соотношений (9) следует, что результат оптимизации зависит от вида функциональной зависимости N(G). Так, при N(G)=const(G) и N(G)~G оптимальной будет максимальная производительность насоса. Однако уже при квадратичной зависимости вида N(G)=А+BG+CG2 имеет место оптимальный расход, определяемый из условия А F(G) = + B G min. (10) G В частности, при А0, т.е. в случае, когда при отсутствии расхода нет и потребления мощности, рекомендуемой производительностью будет минимальная, определяемая только производственной необходимостью. Однако в этом случае вступают в действие факторы, не учитываемые простейшей моделью – например, увеличение скорости образования водных скоплений, что ведет к увеличению гидравлического сопротивления трубопровода и, как следствие, к повышению технологических энергозатрат.

Из приведенных соображений следует, что для проведения оптимизации требуется определить зависимость N(G), что можно сделать либо расчетным путем, по расходно-напорным характеристикам насосного агрегата и трубопровода, либо путем инструментальных измерений в рамках проведения энергообследований.

В работе показано, что данная задача оптимизации может быть решена для каждого конкретного НПП.

Наиболее радикальным путем повышения энергоэффективности НПП является управление расходно-напорными характеристиками. Подобное регулирование позволяет изменять вид функциональной зависимости N(G), а следовательно, не только оптимизировать производительность, но и смещать рабочую точку на характеристике всей трубопроводной системы в область максимальных значений КПД.

В работе рассматриваются способы плавного регулирования производительности. В частности, для частотно-регулируемого привода получены соотношения для оценки срока окупаемости в зависимости от режимов работы насосной станции:

C G =, лет, (11) 8760 c N G3 - G где Gном – паспортная производительность насоса, м3/час;

Gфакт – фактическая среднегодовая производительность НПП, м3/час;

Nном - мощность электропривода одного насоса, кВт;

с – текущий тариф на электроэнергию, руб./кВтч;

Счрп – объем капитальных затрат на установку ЧРП, руб.

Расчеты по приведенной формуле для ряда НПП дают срок окупаемости внедрения ЧРП от 1,8 до 2,5 лет.

В некоторых случаях оказывается более выгодным использование более дешевых способов плавной регулировки производительности насосных агрегатов. Кроме высокой стоимости ЧРП присущи и другие недостатки – необходимость квалифицированного обслуживания и качественного электроснабжения.

Проблемы совместимости с отечественными энергосетями, наводок и радиопомех также не решены полностью. Поэтому становится актуальной задача поиска альтернативных методов управления технологическими параметрами насосных агрегатов НПП.

В следующем разделе этом качестве рассмотрен механический регулируемый привод, принцип действия которого основан на использовании вязких свойств рабочей жидкости, реализованный в дисковых муфтах и гидромуфтах.

Отсутствие твердых фрикционных поверхностей позволяет данным устройствам обеспечивать рабочий ресурс в сотни тысяч часов, техническое обслуживание заключается в периодической смене рабочей жидкости, а вопросы совместимости с энергосистемой вообще не стоят. К тому же, стоимость механических муфт в требуемом диапазоне мощностей в 6-8 раз ниже, чем систем с ЧРП, что является основным преимуществом при технико-экономическом обосновании проекта системы регулирования.

Принципиальной особенностью приводов рассматриваемого типа является равенство вращающих моментов на ведущем и ведомом валах муфты, что следует непосредственно из физических законов механики. Поэтому очевидно, что потери энергии в муфте зависят от отношения частот вращения ведомого и ведущего валов:

N 2 n M n = = =, (12) N 2 n0 M nгде N0 и N – мощность на ведущем и ведомом валах, Вт;

n0 и n – частота вращения валов, об/с;

М – передаваемый момент вращения, Нм.

На первый взгляд кажется, что регулирование с помощью подобных устройств энергетически невыгодно, т.к. при снижении скорости вращения ведомого вала в два раза относительно ведущего на нагрев рабочей жидкости затрачивается 50% передаваемой мощности. Однако применительно к центро бежным насосам и другим устройствам с кубической зависимостью мощности от частоты вращения, данный тип регулирования оказывается энергетически оправдан.

Проведенное теоретическое исследование показало, что потери в муфте скольжения составляют 2 Pm Qm N (s) = N1 - N = (s2 - s3) (13) 3 или N (s) = N (s2 - s3), (14) где N0 – мощность, передаваемая муфтой при s=1, т.е. в номинальном режиме;

n s =, n0 – номинальная частота вращения двигателя.

nОчевидно, функция (14) имеет экстремум:

N (s) = max при s =, т.е. n=1920 об/мин при стандартном значении n0= 2880 об/мин.

При этом максимальные потери мощности составляют 4 = 0,148 N. (15) N = N - max 0 9 Таким образом, потери мощности на муфте не превышают 14,8% от номинальной мощности привода (рис.9). В частности, для насоса марки НПС-2001000 0,0,0,0,0 0 10 20 30 40 Частота вращения ведомого вала, с-Рис.9. Зависимости передаваемого крутящего момента (1) и потерь мощности в муфте (2) от частоты вращения ведомого вала 700 с приводным двигателем мощностью 400 кВт потери гарантированно не превысят 0,148400=52 кВт. С учетом того, что потери на дросселирование на пот потерь на муфте, (N /N ) Отнносительная мощность Передаваемый момент, Н м рассматриваемом конкретном НПП могут достигать 123 кВт номинальной мощности, вариант регулирования производительности с использованием муфт представляется более чем привлекательным.

Снижение частоты вращения на треть от номинальной соответствуют снижению производительности насоса в 1,33 раза, напора в 1,332=1,76 и гидродинамической мощности насоса в 1,333=2,35 раза. Этот режим является самым невыгодным с точки зрения энергозатрат, однако даже в этом случае имеется преимущество данного метода регулирования по сравнению с обычно применяемым дросселированием потока.

При более глубоком регулировании отключение необходимо, т.к. начинает преобладать снижение КПД электродвигателя при малых нагрузках, но даже в этом случае преимущества муфт сохраняются, т.к. пуск насоса происходит практически без нагрузки и при небольших значениях пусковых токов.

Оценки показывают, что при использовании разработанных рекомендаций затраты электроэнергии снизятся примерно на 14% без нарушения графика поставок нефтепропродуктов.

В шестой главе диссертации рассмотрены вопросы снижения затрат на энергоресуры собственных нужд и методы сокращения потерь нефтепродуктов при транспортировке и хранении в резервуарных парках.

Конкурентоспособность отрасли зависит не только от объема потребляемых на производство энергоресурсов, но и от их стоимости. В настоящее время практически вся потребляемая энергия и энергоресурсы являются покупными, т.е. поставляются сторонними организациями. Отсюда вытекает зависимость объектов МНПП от таких монополистов энергетического рынка, как «ЕЭС России» и «Газпром», что негативно сказывается как на финансовых затратах, так и на возможности планирования производства.

Во многих отраслях промышленности наблюдается тенденция к переходу на автономные энергетические источники. Однако в настоящее время не существует единого мнения о целесообразности подобного шага, поскольку далеко не во всех случаях автономная энергетика оправдывает затраты в далекой перспективе. Поэтому в каждом отдельном случае необходим детальный анализ всех составляющих проекта.

Существуют два основных препятствия для рентабельного использования автономного энергообеспечения на объектах МНПП: 1) высокие значения пусковых токов приводных двигателей, что вынуждает в несколько раз увеличивать номинальные мощности энергоисточников, а значит, и их стоимость, и 2) отсутствие потребителей тепловой энергии в летнее время.

Стоимость электроэнергии, вырабатываемой собственными источниками, определяются, в основном, стоимостью топлива и КПД применяемого приводного двигателя.

Расчеты показывают, что стоимость электрической энергии от автономных источников при работе на газовом топливе значительно ниже, чем от сетей ЕЭС. Учет затрат на закупку оборудования и материалов, монтаж и обслуживание автономной электростанции (ЭС) приводит к увеличению реальной стоимости вырабатываемой электроэнергии.

В качестве критерия выбора типа электростанции предлагается упрощенная формула расчета дополнительной валовой прибыли, учитывающая основные параметры и паспортные данные электростанции. Предлагаемый критерий является более объективным, чем общепринятый «срок окупаемости». При невысоком общем ресурсе ЭС срок окупаемости может быть равен или даже превышать время общего ресурса, и тогда этот критерий вообще теряет смысл.

Критерии «срок окупаемости» и «дополнительной валовой прибыли» рекомендуют различные типы автономных ЭС. Наиболее предпочтительными по первому критерию являются мощные ЭС, однако срок окупаемости у них равен 5-9 годам.

По второму критерию оптимальными являются маломощные газопоршневые электростанции, мощностью 0,2...1,0 МВт. Приемлемыми по обоим критериям являются надежные (ресурс 200000...300000 часов) газопоршневые импортные электростанции средней мощности ~1 МВт.

В расчетах предполагалось, что автономные энергоблоки используются исключительно для выработки электроэнергии. В действительности, и это предусмотрено конструкциями большинства автономных электростанций, тепло выхлопных газов может эффективно утилизироваться для отопления и горячего водоснабжения ЛПДС и прилегающих населенных пунктов.

В шестой главе показано, что требуемая максимальная тепловая мощность для обеспечения типовой средней ЛПДС составляет около 640 кВт, а электрическая – около 3000 кВт. Автономные же энергоблоки дают приблизительно одинаковую мощность тепловой и электрической энергии, и, таким образом, проблема избытка тепловой энергии остается.

Перевод объектов МНПП на автономное энергообеспечение требует проектной проработки, предусматривающей, в том числе, и определение места строительства энергоблоков (котельной, электростанции, трансформаторных подстанций), а также трасс энергетических коммуникаций (теплопроводов, силовых кабелей). Вопрос оптимального размещения энергообъектов имеет большое значение, поскольку известно, что потери в линиях коммуникации могут достигать от 7% (электросети) до 30% (теплопроводы). В качестве критерия оптимизации места расположения энергообъекта предлагается использовать условие минимума потерь энергии. Поставленная задача решена в непрерывном пространстве решений и в пространстве Минковского. Расчет проводится путем последовательных приближений по итерационным соотношениям.

Предложенный метод оптимизации расположения энергоблоков может быть применен не только к выбору расположения источников тепловой энергии, но и для определения расположения любых других первичных (электростанции) и вторичных (трансформаторы) источников, в которых потери в линиях передачи энергии являются известными функциями расстояния.

Использование покупной электрической энергии с необходимостью требует четкого планирования объемов ее потребления на ближайшее будущее, как правило, на год, т.е. тот срок, на который осуществляется заключение договора на поставку энергии с энергоснабжающей организацией.

Наблюдавшееся в недавнем прошлом снижение объемов перекачки нефтепродуктов сопровождалось значительной неопределенностью в планировании объемов поставок нефтепродуктов на ближайшее будущее. Это обстоятельство, с учетом того, что до 85% затрат электроэнергии ЛПДС приходится на процесс перекачки, приводило к аналогичной неопределенности в планировании количества заказываемой электроэнергии.

Отклонения объемов запланированной и фактически затраченной энергии ведут к начислению штрафных надбавок к тарифам, по которым производится оплата электроэнергии. Поэтому при составлении договоров с энергосистемами следует устанавливать такие договорные величины энергопотребления, которые обеспечивали бы минимальные потери при вынужденной выплате надбавок к тарифу. Фактические значения расхода энергии являются случайными величинами, законы распределения которых установить весьма затруднительно.

В такой ситуации для научно обоснованного выбора договорных величин энергии целесообразно применение теоретико-игровых методов.

В работе показано, что даже при полном отсутствии информации о вероятности фактического потребления энергии на последующий период теория игр позволяет получить ряд возможных решений, каждое из которых в определенном смысле оптимально.

Приблизить получаемые решения к оптимальным возможно при наличии статистических данных по фактическому потреблению энергии предприятием за предыдущие периоды. Применение теоретико-игровых методов позволяет принимать обоснованные решения при заключении договоров на поставку электроэнергии. Учитывая, что стоимость энергии непосредственно связана с себестоимостью продукции и составляет значительную ее часть, оптимизация объема поставки заказываемой энергии позволяет увеличить рентабельность производства и прибыль предприятия.

В заключительной части шестой главы проводится анализ реализованных к настоящему времени мероприятий по снижению энергоемкости объектов МНПП ОАО «Уралтранснефтепродукт».

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»