Пример расчета электрических нагрузок по вероятностной модели графика
Определить расчетную нагрузку типовой блочной дожимной насосной станции, представляющей собой блок из трех насосов с приводом от асинхронных электродвигателей мощностью 630 кВт каждый. Известно, что коэффициент использования двигателя ДНС по активной мощности составляет 0.70, по реактивной - 0.72, режим загрузки под номинальную мощность, допустим, номинальный и Cos φ составляет 0.8 (tg φ= 0.75). КПД электродвигателя η=0.9. По вероятностной модели графика активной мощности Общим правилом при расчете электрических нагрузок технологических установок является: средняя и расчетная электрические нагрузки определяются без учета резервных агрегатов - только для рабочих. В табл. 2.1 представлены рекомендуемые электрические нагрузки типовых нефте- и газопромысловых высоковольтных установок в блочном исполнении (кустовых насосных станций, дожимных насосных станций нефтепромыслов, компрессорных станций транспорта попутного и природного газа), определенных по данным вероятностного моделирования групповых графиков нагрузки. Коэффициент использования по активной мощности принят 0.7, за максимально допустимую нагрузку принимается сумма номинальных мощностей технологической установки. Таблица 2.1 Расчетные нагрузки типовых нефтепромысловых и газопромысловых установок
Особым образом следует рассчитывать электрические нагрузки установок нерегулярного режима работы, к которым относятся установки для бурения скважин и гидронамыва сооружений. Для этих целей разработано много различных методов, которые в результате определяют среднюю и расчетную (максимальную) нагрузки по активной и реактивной мощностям. Как правило, для установок нерегулярного режима работы за ЭП принимается не отдельный электродвигатель, а одна технологическая установка в целом. Для этой установки выделяются интервалы стационарности графика электрической нагрузки, определяются его параметры (расчетные коэффициенты или собственно средние, среднеквадратичные или расчетные мощности) и моделируется групповой график нагрузки или всех установок данного типа или групповой график разнородных установок, причем неспокойный неустановившийся график нагрузки установок нерегулярного режима работы вероятностными методами суперпозируется с нагрузками установок с относительно ровными графиками нагрузок. Интервалы стационарности в большинстве случаев совпадают с отдельными технологическими операциями, выполняемыми установками нерегулярного режима работы. Так для буровых установок с электроприводом для условий нефтяной и газовой промышленности Тюменской области такими интервалами стационарности являются операции собственно бурения, спускоподъемных операций и вспомогательных операций. За среднюю электрическую нагрузку установки в целом принимают средневзвешенную величину мощности за весь цикл проводки скважин. За расчетную нагрузку с заданным интервалом осреднения (например, 30 мин.) принимают электрическую нагрузку, которая не может быть превышена с заданной вероятностью. При этом, вероятность появления нагрузки 0.05 уже считается значимой. В табл. 2.2 представлены электрические нагрузки по активной мощности буровых установок на интервалах стационарности - в основных рабочих режимах. Реактивная нагрузка буровых установок с нерегулируемым приводом определяется специальными режимными расчетами, для целей проектирования ее обычно принимают равной 0.
Таблица 2.2 Значения электрических нагрузок буровых установок в основных рабочих режимах, кВт
Для нагрузки группы буровых установок вероятностными методами получены коэффициенты снижения нагрузок. Расчетная нагрузка группы из N установок определяется
где N - число установок в группе; Рм - расчетная нагрузка одной установки, кВт; Ксн - коэффициент снижения нагрузки, определяемый по табл.2.3 [11]. ' Для буровых установок с регулируемым приводом при расчете реактивных нагрузок учитывается нагрузка тиристорных преобразователей. Расчет их реактивной мощности очень сложен и громоздок, поэтому в настоящее время для упрощения проектных расчетов принимают для установок с приводом постоянного тока tg φ = 1, для регулируемого привода переменного тока принимают tg φ = 0.8.
Для установок гидронамыва сооружений (землесосных снарядов) интервалами стационарности являются основные рабочие режимы намыва, рыхления и передвижки. Основные показатели нагрузок по активной мощности этих установок представлены в табл. 2.4.
За расчетную нагрузку установки в целом согласно принципу максимума среднеквадратичной нагрузки принимается среднеквадратичная нагрузка наиболее нагруженного режима - режима намыва. Реактивная нагрузка установок подсчитывается по очень сложной методике и для простоты при проектировании принимается tg<p = 0.7 [11]. Для суммирования разнородных электрических нагрузок при проектировании используется много различных приемов. Один из них - простое сложение разнородных электрических нагрузок и умножение результата на коэффициент разновременности максимумов. Коэффициент разновременности максимумов - величина достаточно неопределенная, ее значение принимают при проектировании от 0.8 до 0.99. Физически этот показатель тесно связан с заполнением суммарного графика нагрузки - чем более ровные графики составляют суммарный график нагрузок, тем выше этот коэффициент. На практике его связывают с временем использования максимума нагрузки. Для каждой группы ЭП в результате расчета электрических нагрузок определяются средняя Рс и расчетная Рм нагрузки. Средняя нагрузка определяет расход электроэнергии за некоторый промежуток времени. Отметим, что для расчетного месяца при круглосуточной работе предприятия принимается время Т = 720 ч., для года - 8760 ч. Общее электропотребление определяется за месяц В ряде случаев Тм представляется в справочных и нормативных документах по проектированию электроснабжения. Так для установок нефтяной промышленности в [ 11 ] представлены величины Тм по большинству технологических установок. В табл. 2.8 приведены показатели электрических нагрузок для некоторых типов установок нефтяной промышленности. При больших годовых Тм (6000 ч. и выше) отдельных ЭП обычно принимают коэффициент разновременности максимумов 0.95, для разнородных ЭП с большим разбросом Тм допускается принимать этот коэффициент 0.9 и в отдельных случаях, когда суммарный график формируется в основном только ЭП с резко переменными графиками нагрузок, допускается снижать его до 0.8 - 0.85. Более достоверным с вероятностной точки зрения является применение метода парциальных максимумов для расчета суммарных нагрузок. Суммарная расчетная нагрузка определяется как сумма средней суммарной (получаемой простым сложением всех средних нагрузок) и расчетной геометрически взвешенной парциальной добавки, определяемой формой составляющих суммарный график нагрузки
где Рс - средняя суммарная нагрузка, кВт; ΔРi - парциальная расчетная добавка, вносимая графиком 1-й группы в суммарную расчетную нагрузку, кВт.
Величина АР, наиболее достоверно определяется как превышение максимальной нагрузкой каждой i'-й группы над средней. В этом случае основной формулой для суммирования разнородных электрических нагрузок является Аналогично суммируются и нагрузки по реактивной мощности групп электроприемников с отстающим током, из которых вычитаются считающиеся постоянными реакгивные нагрузки установок с опережающим током Методы, объединенные в третью группу, связанные с определением электрических нагрузок по удельным показателям производства, являются, как правило, оценочными и могут использоваться при прогнозных расчетах на некоторую перспективу или при выполнении технико- экономических обоснований. Впрочем, при определенных условиях эти методы дают хорошую сходимость рассчитанных электрических нагрузок с фактическими. В нефтяной и газовой промышленности из всех методов этой группы реально может быть применен метод удельного расхода электроэнергии. Условиями применения этого метода являются: а) достаточно ровные и плотные в течение длительного времени графики электрических нагрузок. Такие графики характерны для крупных компрессорных станций (транспорта газа, газлифга, переработки газа на газоперерабатывающих заводах), насосных станций магистрального транспорта нефти, транспорта воды по магистральным водопроводам, то есть для производств, работающих круглосуточно при отсутствии заметных суточных, недельных, сезонных и т.п. колебаний нагрузки; б) производства должны иметь достаточно стабильные удельные расходы электроэнергии на выработку единицы продукции. Это в основном те же производства, что и указаны в п. а) ; в) промышленные предприятия должны иметь установившиеся объемы производства в периоды стабильной экономики региона, а, может быть, и страны в целом. При выполнении этих условий принимается, что средние электрические нагрузки предприятий равны их расчетным нагрузкам. Тогда порядок расчета следующий: В табл.2.6 представлены удельные показатели отдельных производств нефтяной и газовой промышленности. Следует отметить, что для насосной добычи нефти стабильным во времени удельным расходом электроэнергии является не удельное электропотребление на тонну добываемой нефти, а на тонну извлекаемой жидкости, так как в связи с постепенным истощением природной энергии пластов и резким ростом обводненности продукции удельный расход электроэнергии на тонну нефти постоянно растет, а на тонну добываемой жидкости этот рост по годам если и есть, то очень невелик. Во многих отраслях промышленности имеются нормативные и справочные документы по расчету удельных показателей электропотребления при применении определенных видов оборудования, при определенных условиях производства, параметрах технологических процессов. Не вдаваясь в подробности собственно нормирования электропотребления и определения рациональных удельных расходов электроэнергии с точки зрения возможного энергосбережения, следует отметить, что в этих документах, например, в [12,13] имеется много ценной информации для оценки электрических нагрузок нефтедобычи, месторождений нефти, дают возможность оценить перспективы развития нагрузок, контролировать расчеты нагрузок по применяемому оборудованию.
Методы этой группы позволяют прогнозировать электропотребление и электрические нагрузки по данным технологии, по годам перспективного периода. В этом случае расчет электропотребления и электрических нагрузок проводится независимо от типов применяемого оборудования. В основу его положен интегральный принцип [14] единства энергозатрат по технологическим процессам в добыче нефти. Такими процессами являются: глубинно-насосная добыча нефти, поддержание пластового давления (ППД), сбор и транспорт нефти, подготовка нефти, водоснабжение системы ППД, сбор и транспорт попутного газа, строительство скважин и т. п.
Вопросы для самопроверки
1. По каким основным параметрам строятся и анализируются трафики электрических нагрузок? Из каких соображений выбраны эти параметры? 2. Назовите типы графиков электрических нагрузок и приведите примеры разных типов графиков нагрузок. 3. Для каких целей определяются средние, среднеквадратические, расчетные нагрузки? 4. Дайте определение расчетной нагрузки. По каким основным принципам определяются расчетные нагрузки? 5. Дайте характеристику основных методов расчета электрических нагрузок. В какой мере используются понятия теории вероятностей в каждом из этих методов? 6. Как Вы думаете, отличаются ли расчетные нагрузки, определенные методом упорядоченных диаграмм и статистическим методом для основных нефте- и газопромысловых установок? Если да, то назовите причины их различия. 7. Для каких технологических установок приемлем метод вероятностного моделирования, в чем его сущность, каковы его условия применения? 8. В чем сущность интегральных методов расчета электрических нагрузок? Какие способы суммирования разнородных нагрузок Вы знаете? 9. Почему в любых методах погрешность расчета электрических нагрузок принята в достаточно широких пределах? 10. Назовите основоположников теории электрических нагрузок. ©2015 arhivinfo.ru Все права принадлежат авторам размещенных материалов.
|