СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ПЕРЕКАЧИВАНИЯ ЖИДКИХ СРЕД ВО ВРЕМЯ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ
METHOD FOR INTEGRATED ASSESSMENT OF ENERGY EFFICIENCY OF PROCESS PLANT FOR PUMPING LIQUID MEDIA DURING OPERATION THEREOF

Изобретение относится к отраслям промышленности, в которых используются технологические процессы и установки, связанные с перекачиванием жидких сред, а именно к способам оценки энергоэффективности таких установок.
Известен способ диагностирования погружных электрических насосов, который используется для инструментального контроля, эксплуатируемого в скважинах технологического оборудования для оценки изменения технического состояния погружного насоса в процессе эксплуатации и сокращения продолжительности простоя нефтяной скважины в связи с заменой технологического оборудования (RU 2206794, опубл. 20.06.2003 г.).
Однако указанный способ позволяет обнаружить лишь техническую неисправность оборудования, но не позволяет оценить энергетическую эффективность оборудования.
Поиск способов оценки энергопотребления подобного оборудования во время его эксплуатации показал отсутствие близких по технической сущности и достигаемому результату аналогов, поэтому заявляемое решение не имеет прототипа.
Технический результат, который достигается предложенным решением, заключается в экономии энергопотребления за счет высокой достоверности комплексной оценки энергоэффективности технологической установки (ТУ) для перекачивания жидких сред во время ее эксплуатации и каждой ее составной части, а также своевременной организацией мероприятий по увеличению ее энергоэффективности в целом.
Указанный технический результат достигается посредством того, что способ комплексной оценки энергетической эффективности технологической установки для перекачивания жидких сред при заданном технологическом режиме во время ее эксплуатации включает первоначальную регистрацию номинальных параметров каждой составной части технологической установки, единовременное измерение мгновенных фактических значений электрических и технологических параметров установки, вычисление КПД и затрат мощностей для каждой составной части установки, определение фактических и эталонных значений каждого параметра, характеризующего энергоэффективность установки.
Затем вычисляют фактические и эталонные удельные расходы электроэнергии (УРЭ) технологической установки, при отклонении УРЭ от эталонных значений более чем на допустимую величину производят сравнение полученных фактических и эталонных значений параметров, характеризующих энергетическую эффективность установки, подбирают и осуществляют мероприятия, направленные на повышение уровня УРЭ тех составных частей установки, которые имеют недопустимые отклонения по УРЭ.
Далее по тому же алгоритму осуществляют оценку энергетической эффективности составных частей установки вплоть до достижения максимально возможной величины энергетической эффективности установки в целом, при этом составными частями указанной технологической установки служат станция управления СУ, электродвигатель и насос.
сети
общ
ж
ж
вх
вых
ж
Согласно п. 2 формулы в качестве электрических параметров принимают напряжение питающей сети (U), величину тока (I), общую потребляемая мощность (N), коэффициент электрической мощности (cos ϕ), а технологическими параметрами служат температура перекачиваемой жидкости (Т), плотность перекачиваемой жидкости (ρ), давление жидкости на входе насоса (р), давление на выходе насоса (р), объем перекачиваемой жидкости (Q).
Заявляемый порядок выполнения операций позволяет осуществлять оценку энергоэффективности ТУ непосредственно при заданном технологическом режиме во время ее эксплуатации и с высокой точностью диагностировать те составные части ТУ, которые работают с низкой энергоэффективностью, а далее осуществлять подбор и реализацию мероприятий, направленных на повышение энергоэффективности ТУ в целом.
На чертеже представлена блок-схема осуществления операций заявляемого способа.
1 - информационный блок;
2 - блок, осуществляющий регистрацию номинальных параметров каждой составной части ТУ;
3 - измерительный блок, который служит для регистрации мгновенных фактических значений электрических и технологических параметров;
4 - вычислительный блок, который осуществляет вычисления КПД и мощности, затрачиваемые каждой составной частью ТУ, с использованием эталонных значений каждого из параметров для фактического технологического режима работы ТУ;
5 - вычислительный блок, который осуществляет вычисления фактических значений параметров, характеризующих энергетическую эффективность ТУ для фактического технологического режима работы ТУ;
6 - блок расчета эталонного значения УРЭ на 1 куб. м перекачиваемой жидкости;
7 - блок расчета фактического значения УРЭ на 1 куб. м перекачиваемой жидкости;
8 - блок сравнения эталонных и фактических значений УРЭ;
9 - блок принятия решений, осуществляющий подбор мероприятий, направленных на повышение уровня энергоэффективности составных частей ТУ.
Заявляемый способ осуществляется следующим образом.
На первом этапе блок 2 регистрирует номинальные параметры каждой составной части ТУ, а именно:
- для станции управления (СУ) - номинальное напряжение, номинальная мощность, максимальные потери;
- для электродвигателя (ЭД) - номинальное напряжение, номинальная мощность, номинальная частота вращения ротора, номинальный КПД;
- для насоса (НАС) - номинальный расход жидкости, номинальный напор, номинальный КПД.
Затем с помощью датчиков и приборов блока 3 осуществляют единовременное измерение мгновенных фактических значений электрических и технических параметров, а именно:
сети
- напряжение питающей сети (U);
общ
- общая потребляемая мощность (N);
су
- мощность, потребляемая ТУ после станции управления (ΔN);
- коэффициент электрической мощности (cos ϕ);
- величина тока (I);
ж
- температура перекачиваемой жидкости (Т);
ж
- плотность перекачиваемой жидкости (ρ);
вх
- давление жидкости на входе насоса (р);
вых
- давление жидкости на выходе насоса (р);
ж
- объем перекачиваемой жидкости (Q);
- среднесуточное время работы ТУ (t).
Некоторые параметры могут быть собраны вручную либо путем проведения отбора проб для анализа в лаборатории.
Далее определяют эталонные значения КПД и мощностей, затрачиваемые каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима работы ТУ (блок 4), а именно:
су эт
- мощность, затрачиваемая СУ на преобразование параметров питающей сети, которая не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя (ΔN);
- мощность, затрачиваемую электродвигателем, определяют следующим соотношением:
эд эт
эд эт
эд эт
ΔN=N×(1-η),
эд эт
η
эд ном
эд ном
где η - КПД электродвигателя, рассчитанный с учетом корректирующего коэффициента (к), величина которого зависит от номинальной мощности электродвигателя (N), номинального КПД (η) и коэффициента загрузки (КЗ) электродвигателя;
эд эт
N - мощность, подводимая к электродвигателю:
эд эт
общ
су эт
N=N - ΔN
нас
- мощность, затрачиваемую насосом на преобразование механической мощности в гидравлическую (ΔN), определяют отношением:
нас эт
нас эт
гидр эт
ΔN=N - N,
нас эт
общ
су эт
эд эт
где N=N-ΔN - ΔN,
гидр эт
ж факт
эт
ж
N=(9,81×Q×Н×ρ)/(1000×3600),
эт
где Н - эталонный напор, м.
нас эт
гидр эт
нас эт
Значение эталонного напора определяют по HQ-характеристике насоса, а КПД насоса (η) определяют отношением мощностей N/N.
Далее в блоке 5 вычисляются фактические значения КПД и мощностей, затрачиваемых каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима ее работы:
су
- мощность ΔN, затрачиваемая станцией управления на преобразование параметров питающей сети, не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя, ее рассчитывают следующим образом:
су
общ
су
ΔN=N - N;
эд
- мощность, затрачиваемую электродвигателем (ΔN), определяют следующим отношением:
эд
эд
эд эт
ΔN=N×(1-η),
эд эт
η
эд ном
эд ном
где η - КПД электродвигателя, рассчитанный с учетом корректирующего коэффициента (к), величина которого зависит от номинальной мощности (N), номинального КПД (η) и коэффициента загрузки КЗ электродвигателя;
эд
эд
общ
су
N - мощность, подводимая к электродвигателю, определяется разностью мощностей N=N - ΔN;
нас
- мощность, затрачиваемую насосом на преобразование механической мощности в гидравлическую (ΔN), определяют разностью:
нас
нас
гидр
ΔN=N - N,
нас
общ
су
эд
где N=N - ΔN - ΔN,
гидр факт
ж факт
факт
ж
N=(9,81×Q×Н×ρ)/(1000×3600),
факт
где Н - фактический напор, который вычисляют как
факт
вых факт
вх факт
ж
Н=10000×(р - р)/ρ.
нас факт
гидр
нас
КПД насоса (η) определяют отношением гидравлической мощности (ΔN) к мощности, возникающей на валу насоса (ΔN):
нас факт
гидр
нас
η=N/N.
Далее блок 6 производит расчет эталонного значения УРЭ по формуле:
эт
ном
ж
эд ном
нас ном
УРЭ=(9,81×Н×ρ)/(1000×3600×η×η).
Затем блок 7 производит расчет фактического УРЭ:
факт
общ
ж факт
УРЭ=N/Q
факт
эт
су
су эт
эд
эд эт
нас
нас эт
гидр
факт
гидр эт.
После указанных вычислений блок 8 производит сравнение фактических и эталонных значений соответствующих параметров, а именно, УРЭ с УРЭ, ΔN с ΔN ΔN с ΔN; ΔN с N, N с N
нас факт
нас эт
В случае, если фактическое значение хотя бы одного параметра, характеризующего эффективность работы ТУ, превышает эталонное значение соответствующего параметра на величину, большую заданной, например: фактическая мощность, потребляемая ТУ, выше эталонного значения, так как η меньше η на величину %, большую заданной величины, например 15%.
Сигнал поступает на блок 9, который передает на блок 1 информацию о необходимости проведения мероприятий по повышению энергоэффективности ТУ, а именно, о необходимости произвести замену неэффективной части технологического оборудования, например насоса. Но так как замена насоса потребует изменения подводимой мощности, то под эталонный насос выбирают и остальные части технологического оборудования для перекачивания жидких сред.
Указанный алгоритм оценки повторяют каждый раз при изменении технологического режима работы ТУ, тем самым постоянно осуществляя контроль энергопотребления каждой составной части ТУ и при необходимости осуществляют разработку и реализацию мероприятий, приводящих к снижению энергетических потерь установки в целом.
Пример
Оценку энергоэффективности ТУ осуществляли на работающем оборудовании в реальном времени.
Производили оценку энергетической эффективности ТУ, которая включала станцию управления типа Emotron MSF-310, асинхронный электродвигатель типа ВАО-280L038-2У2, насос типа ЦНС 105×343.
Номинальные параметры составных частей ТУ были следующими:
Станция управления: - номинальное напряжение 400 В,
- номинальная мощность 200 кВт,
- максимальные потери 1,1 кВт.
Асинхронный электродвигатель:
- номинальное напряжение 400 В,
- номинальная мощность 200 кВт,
- номинальная частота вращения ротора 3000 об/мин,
- номинальный КПД 0,95.
3
Насос: - номинальный расход жидкости 105 м/ч,
- номинальный напор 343 м,
- номинальный КПД 0,65).
Одновременно с помощью приборов и датчиков измеряли мгновенные фактические значения электрических и технологических параметров:
сети
U≅380 В;
общ
N=144,97 кВт;
cos ϕ=0,81;
I=251,1 А;
ж
Т=45°С;
ж
3
ρ=927 кг/м;
вх
р=2,85 атм;
вых
р=34,0 атм;
ж
3
Q=72,0 м;
а также t=16,2 ч.
Эталонные значения КПД и мощностей, затрачиваемых каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима работы, составляли:
cy эт
- мощность, затрачиваемая станцией управления на преобразование параметров питающей сети, не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя ΔN≤1,1 кВт;
эд эт
- мощность, затрачиваемая электродвигателем ΔN=7,77 кВт;
эд эт
- N=143,87 кВт;
нас эт
- мощность ΔN=65,17 кВт;
нас эт
N=136,1 кВт;
гидр эт
N=70,93 кВт;
нас эт
гидр эт
нас эт
η определяли отношением мощностей N/N,
нас эт
η=70,93/136,1=0,52 о.е.
Предварительно осуществляли вычисления фактических значений КПД и мощностей, затрачиваемых каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима работы:
су
общ
су
ΔN=N - N=0,85 кВт,
эд
ΔN=144,12×(1-0,946)=7,78 кВт,
эд
общ
су
N=N - ΔN=144,12 кВт,
нас
нас
гидр
ΔN=N - N=136,34-61,12=75,22 кВт,
нас
общ
су
эд
N=N - ΔN - ΔN=144,97-0,85-7,78=136,34 кВт,
гидр
N=(9,81×72×336,03×927)/(1000×3600)=61,12 кВт,
факт
Н=10000×(34,0-2,85)/927=336,03 м,
нас факт
η=61,12/136,34=0,45 о.е.
факт
3
Фактическое значение УРЭ=144,97/72=2,01 кВтч/м.
После регистрации номинальных и эталонных параметров и вычислений производили сравнительный анализ фактических и эталонных значений соответствующих параметров:
факт
эт
3
3
УРЭ=2,01 кВтч/м и превышает УРЭ=1,41 кВтч/м на 29.85%, что выше максимально допустимого предела 15%.
Для выявления причины превышения УРЭ сравнивали значения всех параметров, характеризующих уровень энергоэффективности ТУ для перекачивания жидких сред:
су
су эт
- ΔN=0,85 кВт меньше установленного максимума ΔN≤1,1 кВт;
эд
эд эт
- ΔN=7,78 кВт превышает ΔN=7,7 кВт на 0,1%, что является допустимым снижением КПД;
нас
наc эт
- ΔN=75,22 кВт больше чем ΔN=65,17 кВт на 13,36%, что ниже допустимого максимума 15%.
нас факт
нас эт
η=0,45 меньше η=0,52, а именно на 13,46%.
Далее производили подбор и замену технологического оборудование на более энергоэффективное.
3
3
Так как фактический расход жидкости составил не более 72 м/ч, то был выбран насос типа ЦНС 60×330, имеющий номинальный расход жидкости 60 м/ч, номинальный напор 330 м и номинальный КПД 0,66.
3
При сравнении номинальных характеристик насосов, было обнаружено, что при заданном фактическом расходе жидкости порядка 70 м/ч потребляемые механические мощности, также как и КПД будут значительно различаться:
нас
нас
ЦНС 105×343(N≅140 кВт, η≅45 о.е.),
нас
нас
ЦНС 60×330(N≅85 кВт, η≅66 о.е.).
Так как замена насоса потребовала изменения подводимой мощности, то под эталонный насос выбирали и другие составляющие части технологического оборудования, а именно:
- асинхронный электродвигатель типа 2 BP 280S2-2У2 (номинальное напряжение 400 В, номинальная мощность 110 кВт, номинальная частота вращения ротора 3000 об/мин, номинальный КПД 0,93);
- промежуточный механизм - жесткая сцепка (муфта-колокол);
- станция управления типа Emotron MSF-110 (номинальное напряжение 400 В, номинальная мощность 200 кВт, максимальные потери 0,8 кВт).
Для оценки эффективности подобранного технологического оборудования был произведен расчет ее показателей:
гидр пто
N=(9,81×72×290×927)/(1000×3600)=52,74 кВт;
эд пто
гидр пто
нас пто
эд пто
N=N/(η×η)=85,51 кВт,
пто
эд пто
су
ж факт
3
УРЭ=(N+ΔN)/Q=86,31/72=1,2 кВтч/м.
Затем осуществляли сравнительный анализ соответствующих параметров фактических и эталонных значений, а также расчетных значений подобранного технологического оборудования:
факт
эт
пто
3
3
3
УРЭ=2,01 кВТЧ/м, УРЭ=1,41 кВТЧ/м, УРЭ=1,2 кВтч/м.
Удельный расход электроэнергии подобранного оборудования при заданном значении расхода жидкости был на 40% ниже УРЭ фактического оборудования и на 14,2% ниже эталонного значения, что полностью соответствовало требованиям заказчика.
При условии работы данной технологической установки для перекачивания жидких сред по 16,2 часа в сутки годовая экономия электроэнергии составила более 789,53 кВтч.
Следует отметить, что при изменении технологического режима перекачивания жидких сред необходимо производить аналогичный расчет показателей энергоэффективности ТУ.