Анонс: Нефтегазовые компании, комплексы в потреблении и использовании электроэнергии. Специфика энергопотребления и нагрузки силовых сетей нефтегазодобывающих комплексов. Энергосбережение и повышение качества электроэнергии в силовых сетях нефтегазовых компаний.
Нефтегазовые компании, а по факту масштаба инфраструктуры – нефтегазовые комплексы характеризуются рассредоточенностью технологических объектов, протяженностью и развернутой топологией силовых сетей, превалирующей долей мощной нагрузки нелинейного характера. Все это в совокупности с недостаточно активным интересом менеджментов нефтегазовых комплексов к нивелированию перетоков реактивной мощности и локализации источников гармонических возмущений привело к значительным потерям электроэнергии, которые по официальной статистике Минэнерго РФ находятся в интервале от 60 до 73-75% отпуска.
Осложняет ситуацию модернизация оборудования технологических объектов нефтегазовых компаний и комплексов, как правило, проводимая с интеграцией:
- Специфика энергопотребления и нагрузки силовых сетей нефтегазодобывающих комплексов.
- Энергосбережение и повышение качества электроэнергии в силовых сетях нефтегазовых компаний.
- Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности
- Муниципальная программа в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности
- Типовые организационные мероприятия по энергосбережению
Специфика энергопотребления и нагрузки силовых сетей нефтегазодобывающих комплексов.
Силовые сети нефтегазодобывающих компаний, комплексов отличаются мощной нелинейной нагрузкой, преимущественно первой категории, питание которых осуществляется от независимых источников напряжением 6 (10) (20) кВ. Географическая рассредоточенность технологических объектов нефтегазодобывающих комплексов предопределяет потери активной мощности при передаче реактивной составляющей, а регулируемые электроприводы на ШИМ преобразователях усугубляют ситуацию, генерируя в сеть токи гармоник разного порядка и интенсивности.
Группировка нагрузки по характеру, режиму работы осложняется, как масштабом и рассредоточенностью силовых сетей, так и различным уровнем напряжения питания оборудования, систем, устройств – к шинам 6 кВ ТП, КТП подключены силовые трансформаторы, блочные кустовые насосные станции добычи, подготовки нефти, газа, конденсата, сепарационные установки подготовки нефти, установки комплексной подготовки газа, газокомпрессорные станции для сжатия попутного нефтяного газа и т.д. В то же время от шин 0,4 кВ питаются многоимпульсные инверторы регулируемых приводов питательных насосов кустов добычных скважин, агрегаты блоков насосных метанола, азотные газокомпрессорные станции, насосные агрегаты широкой фракции легких углеводородов, электроприводы комплексной подготовки газа, внутренней и внешней перекачки, а также системы водоотведения и водоочистки, водоснабжения, теплоснабжения производственных, вспомогательных, жилых объектов, административного корпуса, системы инженерно-технического обеспечения вахтовых жилых комплексов и т.д.
Как итог значительных по объему перетоков реактивной мощности и искажающих параметры сети токов гармоник – рост потерь при транспорте и использовании электроэнергии, увеличение несинусоидальности тока, напряжения, существенные потери мощности и провалы напряжения на силовых трансформаторах подстанций и крайне негативное влияние силовых сетей нефтегазовых комплексов на питающие сети электросетевых компаний, в то время, как:
Энергосбережение и повышение качества электроэнергии в силовых сетях нефтегазовых компаний.
Масштабность и развернутость силовых сетей нефтегазовых комплексов предопределяет целесообразность комплексного подхода к решению вопросов энергосбережения, повышения энергетической эффективности, качества электроэнергии, стабильности и надежности силовых сетей. Вместе с тем, безусловным остается факт, что:
В качестве эффективных инструментов для решения проблем энергосбережения, повышения энергетической эффективности, качества электроэнергии, стабильности и надежности силовых сетей компания «МИРКОН» предлагает:
Возврат к списку
Экспресс-оценка энергоэффективности системы автономного электроснабжения объекта
В. Р. Берг,
ОАО «ГОКБ «Прожектор», генеральный директор, кандидат технических наук
А. А. Гуров,
МИЭЭ, профессор кафедры электроснабжения и диагностики электрооборудования,
доктор технических наук
Рассмотрены вопросы определения совокупности технических характеристик, обеспечивающих экспресс-оценку энергоэффективности при модернизации системы автономного электроснабжения объекта. Предложен упрощённый метод расчёта коэффициента полезного действия системы по параметрам схемы замещения системы автономного электроснабжения, не требующий составления и решения сложных математических моделей.
Ключевые слова: система автономного электроснабжения, потери мощности и электроэнергии, энергоэффективность, энергосбережение.
К числу таких характеристик относится коэффициент полезного действия (КПД) любого технического устройства, который зависит от ряда характеристик, определяющих его облик. Для сложных технических устройств (систем), состоящих из нескольких простых, обычно находят средневзвешенный КПД, позволяющий оценить совокупный полезный эффект от использования энергетических ресурсов на создание каждого технического устройства и системы в целом.
потери мощности и электроэнергии, вырабатываемой источниками питания, в элементах электрической сети системы автономного электроснабжения. Они приводят к отрицательным последствиям электрического и технологического характера, в том числе и к снижению КПД системы.
По результатам анализа технико-экономических характеристик, влияющих на эти потери, установлено, что в ранее разработанных образцах систем автономного электроснабжения существуют недостатки:
— неоправданные потери электроэнергии в ряде элементов сети (генераторы, трансформаторы, преобразователи, соединительные провода и т. п.);
— увеличенные потери активной и реактивной мощности в сети по сравнению с расчётными значениями;
— сокращённый срок службы функционально законченных устройств, блоков и модулей САЭ;
— значительные капитальные вложения и др.
Исключение или ограничение этих факторов при модернизации системы автономного электроснабжения — актуальная научно-техническая задача. На её решение оказывают влияние такие особенности САЭ, как:
— соизмеримость мощности источников питания с мощностью потребителей и связанные с этим более тяжёлые последствия для функционирования комплекса «источник-потребитель» при увеличении сверх нормы потерь мощности и электроэнергии;
— наличие относительно коротких линий между источником питания и электроприёмниками, что создаёт трудности (при проектировании систем) в выборе экономически оправданных сечений линий для сохранения баланса мощности в установившихся
режимах работы системы автономного электроснабжения.
Рассмотрим упрощённую структурную схему системы автономного электроснабжения, вид которой для одного канала питания определяется некоторым составом электроприёмников (ЭП) переменного
ДРсЕ — суммарные потери активной мощности в сети.
Из выражения (1) следует: чем меньше суммарные потери активной мощности, а значит и электроэнергии в сети, тем выше КПД систем автономного электроснабжения.
Потери реактивной мощности (ДQс) в сети не принимаются во внимание при оценке КПД системы по известным специалистам причинам.
Стремление уменьшить потери активной мощности за счёт выбора рациональных характеристик источников питания, преобразовательных устройств, коммутационных и распределительных средств и т. д. — главная тенденция развития современных систем автономного электроснабжения. Она направлена на обоснование энергосберегающей технологии при модернизации по заданным ТТХ с целью уменьшения объёма используемых энергоресурсов для достижения требуемой энергоэффективности САЭ.
Задачу проводимых ниже исследований сформулируем следующим образом: за рассматриваемый период Т найти: максимальный ток сети /сЕ, суммар-
Рис. 1. Структурная схема САЭ
и постоянного тока, составляющих электрическую нагрузку объекта (рис. 1).
Для такой схемы питания потребителей может быть найден средневзвешенный КПД, зависимый от КПД соответствующих элементов сети переменного или постоянного тока. Примем его в качестве критерия экспресс-оценки энергоэффективности системы автономного электроснабжения.
В общем виде КПД системы представим как
где РэпЕ — суммарная мощность, потребляемая ЭП; РиЕ — суммарная активная мощность источников питания;
ные потери активной мощности ДРсЕ и электроэнергии ДАсЕ в сети модернизируемой системы автономного электроснабжения, обеспечивающие выполнение условия «Л^Лтах, полагая, что суммарная мощность потребителей известна.
Математическая постановка задачи:
при условии rjE = 77Е1ШХ и
Д Р„у = const.
Предметом проведённых ниже исследований является определение совокупности перечисленных выше характеристик, выбираемых в процессе модернизации системы автономного электроснабжения и обеспечивающих решение системы уравнений (2).
Для определения номенклатуры характеристик системы автономного электроснабжения, влияющих на потери, составим схему замещения (рис. 2), представляющую некоторую модель рассматриваемой системы (рис. 1) в виде активных и реактивных сопротивлений нагрузки, которые легко определяются по паспортным данным электроприёмников.
Для простоты решения этой задачи, учитывая приведённые выше особенности САЭ, примем следующие допущения:
1. Напряжение в узле нагрузки равняется номинальному значению напряжения источника питания ввиду наличия относительно коротких линий между источником и ЭП.
2. Составляющие потерь активной мощности в сети отнесём к активным потерям мощности источника питания.
Результирующие параметры схемы замещения системы автономного электроснабжения, как это принято при решении подобных задач, удобно находить из проводимостей вида
1 11 1 1 _ 1
Рис. 2. Схема замещения структуры
где п, т, к — число активных, реактивных и полных сопротивлений в схеме замещения.
Определив результирующие характеристики схемы замещения, найдём необходимые параметры режима: /сЕ, ДРсЕ, ДАсЕ.
Для их определения используем известные в электротехнике формулы (табл. 1), рекомендуемые для использования разработчиками в качестве справочных материалов при модернизации системы автономного электроснабжения.
№ п/п Параметр САЭ Обозначение Формулы Примечание
1 Сопротивление Хрез z ^рез t li — длина i-го участка цепи; roi, xoi — удельное сопротивление материала
2 Максимальный ток сети ‘сЕ Трёхфазный Однофазный ток: ——
3 Потери активной мощности в сети ДРсЕ Трёхфазный ток: 312сЕГрез Однофазный ток: ^2сЕГрез
4 Потери электроэнергии в сети Д^сЕ ДРсеТ
5 Коэффициент мощности cos ф r рез z рез
Используя данные, полученные в результате решения схемы замещения и соответствующих расчётов характеристик системы автономного электроснабжения по формулам (табл. 1), легко найти потери мощности ДРсЕ в сети системы. Подставляя ДРсЕ в выражение (1) и учитывая, что мощность ЭП в процессе функционирования САЭ в установившемся режиме практически не меняется (РэпЕ=еоп81), можно найти максимальное значение КПД системы по выражению (2).
Энергосберегающие мероприятия в автономной электроэнергетике, обеспечивающие экономию энергоресурсов, разработанные и применяемые при модернизации системы автономного электроснабжения, будут рассмотрены в следующей статье.
Порядок выполнения экспресс-оценки энергоэффективности САЭ по выбранному критерию включает в себя:
1) цель исследования — дать предварительную оценку энергоэффективности модернизируемой САЭ;
2) выявление особенностей, влияющих на оценку функционирования эксплуатируемых САЭ;
3) сбор и анализ технических характеристик и потенциала энергосбережения САЭ;
4) выбор обобщённой структуры САЭ, отвечающей требованиям модернизации;
5) обоснования и расчёт схемы замещения структуры (Гре^ рез’ рез/’
6) применение расчётных формул (табл. 1) для определения максимального тока и потерь мощности и электроэнергии в сети (/¿^ ДР^ ДАсЕ);
7) экспресс-оценку энергоэффективности САЭ по принятому критерию (Пх=Лтах).
Требуется найти потери мощности и электроэнергии в сети однофазного переменного тока системы автономного электроснабжения напряжением 230 В, предназначенной для питания потребителей технических систем мощностью 12,4 кВт и технологической нагрузки мощностью 7,2 кВт, подключённой через статические преобразователи.
1. Произведём расчёт суммарной мощности потребителей (Рэп2) системы (рис. 1) и параметров схемы замещения элементов (рис. 2). Результаты расчёта сведены в табл. 2.
2. Решая схему замещения САЭ, определим: проводимости — = 0,115; ^- = 0,127; — = 0,13 и сопро-
тивления сети грез=8,7 Ом; г =7,87 Ом; л: =7,7 Ом.
3. Пользуясь формулами табл. 1, произведём расчёт:
— тока источника питания /сЕ=29,22 А;
— суммарных потерь мощности в сети ДРс2= =0,67 кВт; с
— суммарных потерь электроэнергии за 1 год ДАсЕ=5869 кВт-ч;
— коэффициента полезного действия САЭ п^=0,97.
1. Показаны необходимость и специфика предварительного расчёта характеристик, пригодных для экспресс-оценки энергоэффективности (средневзвешенного КПД) систем автономного электроснабжения, необходимой для последующего решения задач определения экономии энергоресурсов от внедрения энергосберегающих технологий в процессе модернизации системы.
№ п/п Электроприёмники Мощность, кВт Параметры схемы замещения, Ом Проводимость, 1/Ом П отн
Номинальное значение Расчётное значение 2г т
iНе можете найти то, что вам нужно? Попробуйте сервис подбора литературы.
2. Предложен упрощённый метод экспресс-оценки энергоэффективности системы автономного электроснабжения, не требующий составления и решения сложных математических моделей. Этот метод с математической точки зрения обеспечивает при учёте принятых допущений получение результата путём решения алгебраических уравнений с комплексны-
ми переменными для установившегося режима работы САЭ.
3. В качестве основы экспресс-оценки энергоэффективности системы автономного электроснабжения приняты результирующие расчётные параметры построенной для этих целей схемы замещения системы, а параметры режима находятся по известным в электротехнике формулам, приведёнными в статье.
1. Михайлов В. В., Поляков М. А. Потребление электрической энергии: надёжность и режимы. — М.: Высшая школа, 1989.
2. Об энергосбережении и повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации. Федеральный закон РФ от 23 ноября 2009 г., № 261-ФЗ.
3. Атрощенко В. А., Гречко Э. Н., Кулешов Ю. Е. Системы электроснабжения переменного тока с полупроводниковыми преобразователями. — Краснодар: Флёр-1, 1997.
4. Веретенников Л. П., Потапкин Ф. И., Раимов М. М. Моделирование, вычислительная техника и переходные процессы в судовых электроэнергетических системах. — Л.: Судостроение, 1964.
5. Берг В. Р., Гуров А. А. Интегрированный подход к разработке, модернизации и технологическому развитию производства систем автономного электроснабжения // Электротехника. — 2012. — № 1.
Rapid assessment of energy-efficiency systems of autonomous electric power supply of the object
V. R. Berg,
JSC «GOKB Projector», General director, Ph.D.
A. A. Gurov,
MIEE, Professor of Department of Electric power supply and electrical diagnostics, D.T.S.
The paper describes the problem of technical characteristics determining for a rapid assessment of energy-efficiency in the modernization of autonomous power systems. A simplified method for calculating the efficiency of the system parameters of the equivalent circuit of autonomous power systems, which does not require the complex of mathematical models.
Keywords: system of autonomous electric power supply, loss of power and electricity, energy-efficiency, energy-economy.
Объектом настоящего обследования является месторождение по добыче нефти (посёлок Харьяга, Ненецкий автономный округ). Среднегодовая температура воздуха местности — −3,°C. Специфика энергопотребления обследуемого объекта заключается в необходимости постоянного использования электрической и тепловой энергии для обеспечения технологического процесса и жизнеобеспечения работающего персонала. Поэтому необходимость оценки эффективности использования энергоресурсов для обследуемого объекта весьма актуальна.
Основное направление деятельности объекта — разработка и добыча нефти Харьягинского месторождения, подготовка и транспортировка товарной нефти, а также получение попутного нефтяного газа. В состав месторождения входят фонд скважин, система промысловых трубопроводов и пункт сбора нефти.
Система учёта котельно-печного топлива представляет совокупность измерительных комплексов, осуществляющих учёт расхода попутного нефтяного газа и дизельного топлива на нужды электростанции, котельных и печей.
Основными потребителями топливноэнергетических ресурсов на предприятии являются: оборудование скважинного фонда, комплекс подготовки товарной нефти и насосное оборудование внешнего транспорта нефти. Долевое распределение потребления ТЭР в натуральном выражении за год следующее: 9% потребляемых ТЭР приходится на электроэнергию и % — на дизельное топливо (ДТ).
Основное потребление электрической энергии в общем балансе составляет электроэнергия от собственного источника генерации — 8%.
Электрическая энергия на объектах предприятия расходуется по следующим направлениям: механизированная добыча, внешний транспорт, система поддержания пластового давления (ППД), электрообогрев трубопроводов, добыча воды и прочее.
Основное потребление электроэнергии осуществляется на добычу нефти механизированным способом — 2%, система ППД составляет 2%, также крупным потребителем электроэнергии является «скин-система» (электрообогрев трубопроводов), составляющая 2% от общего потребления.
Расход дизельного топлива (ДТ) осуществляется по следующим направлениям: электростанция (выработка электроэнергии), автомобильный транспорт и котельные для выработки тепловой энергии на нужды отопления и горячего водоснабжения (ГВС).
Система теплоснабжения предприятия предназначена для отопления и горячего водоснабжения зданий и сооружений. В качестве теплоносителя используется горячая вода. Местные системы отопления, вентиляции и ГВС присоединены к тепловым сетям по независимой схеме. Теплоснабжение объектов осуществляется от собственного источника тепловой энергии — водогрейной котельной и местных электроотопительных приборов. Электронагревательные приборы установлены в помещениях зданий на удалённых от котельной объектах. Приборы оборудованы регуляторами мощности. Основным топливом на котельной служит дизельное топливо. Прокладка тепловых сетей — надземная. Теплоизоляционная конструкция теплопроводов на площадках состоит из слоя минеральной ваты и покровного слоя из оцинкованного железа.
Для оценки энергоэффективности работы котельных агрегатов (КА) в процессе инструментального обследования предприятия производились измерения рабочих параметров. Результаты инструментальных измерений КА №2 представлены в табл. 1. Как показывают результаты исследований, недостатком генерации теплоты является малый перепад температур на выходе и входе в котёл.
Существенные потери тепловой энергии наблюдаются также через наружные стены административно-бытового корпуса (АБК) и вахтового жилого корпуса (ВЖК). При температуре наружного воздуха −9,°C на всех наружных конструкциях сооружений наблюдалась положительная температура, а на поверхности оконных проёмов температура достигала +8,°C.
Для определения соответствия фактической температуры воздуха внутри зданий нормативному значению в рамках инструментального обследования были произведены суточные измерения температуры внутреннего воздуха. По данным измерений, температура воздуха внутри помещений составляет: АБК — 21–2°C; ВЖК — 24–2°C.
Для поддержания температуры продукта, защиты от замораживания и для стартового разогрева магистральных трубопроводов на предприятии внедрена индукционно-резистивная система (скинэффект). Скин-эффект позволяет обеспечить обогрев трубопровода длиной до 30 км с подачей электропитания с одного конца, без сопроводительной сети. На момент энергетического обследования данная система является наиболее энергоэффективным и безопасным решением. Кабельные системы обогрева оснащены автоматизированными системами управления, которые по заданному алгоритму поддерживают выбранный режим. Поддержание требуемой температуры нефти в трубопроводе находится в диапазоне температур от 40 до 4°C, воды — не менее +1°C. Выбранный диапазон температур позволяет: успешно компенсировать тепловые потери с целью обеспечения стабильного протекания технологического процесса, поддерживать минимально допустимую температуру жидкости при остановке процесса, разогревать трубы до заданной температуры.
В процессе энергетического обследования выявлено, что на кустовых площадках регулирование мощности электронагревательного элемента осуществляется по датчику температуры, установленному на общем коллекторе, при этом перекачка жидкости осуществляется не по всем трубопроводам, входящим в общий пучок труб. Таким образом, нагревательный элемент включается по минимальному значению температуры НСЖ в коллекторе, что обуславливает нерациональное потребление электроэнергии на нагрев пустых трубопроводов.
Для сокращения потребления электрической энергии рекомендуется укомплектовать каждый трубопровод датчиком температуры и включить их в общую систему регулирования мощности электронагревательных элементов, что позволит включать систему электронагрева при достижении требуемых значений.
Система поддержания пластового давления (ППД) состоит из узла водозабора, магистрального водовода с насосными станциями, очистных сооружений (подготовка воды к закачке её в нефтяной пласт), малогабаритных и блочных кустовых насосных станций высокого давления на территории промысла, разводящих трубопроводов с водораспределительными гребёнками, от которых вода идёт к нагнетательным скважинам. В ходе энергетического обследования проанализированы режимы работы насосов системы ППД. Регулирование производительности данных насосов производится открытием (закрытием) задвижек. Данный способ регулирования является наименее эффективным и приводит к увеличению расхода электроэнергии на единицу объё- ма перекачиваемой жидкости.
Для подогрева продукта в процессе подготовки, дополнительного подогрева перед транспортом, а также для циркуляционного подогрева используются технологические печи Н-4401, Н-4402, Н-4403. Топливом подогревателей служит попутный нефтяной газ. Для оценки энергоэффективности технологических печей в ходе энергетического обследования произведены инструментальные измерения температуры и состава отработавших газов. Анализ результатов инструментальных измерений показал, что у технологической печи Н-4403 температура уходящих газов составляет 582,°C. Для повышения энергоэффективности печи целесообразнее использовать высокопотенциальную энергию отработавших газов для подогрева воды в утилизационных теплообменных аппаратах.
Приводом для газотурбинной электростанции (ГТЭС) служит газотурбинный двигатель. В результате работы газотурбинного привода в атмосферу выбрасываются отработавшие газы, температура которых составляет 450–50°C. В настоящий момент при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов высокопотенциальные отработавшие газы удаляются в окружающую среду, увеличивая тепловые выбросы объекта.
Предлагается произвести так называемую «карнотизацию» рабочего цикла газотурбинного двигателя (ГТД) с целью приближения рабочего цикла всей газотурбинной установки (ГТУ) к идеальному, то есть осуществить возврат части тепловой энергии отработавших газов обратно в термодинамический цикл для подогрева рабочего тела, что в свою очередь повысит эффективность цикла.
Соответственно, газы, выходящие из турбины установки, проходят через воздушный регенератор, где они охлаждаются, при этом подогревая сжатый в компрессоре воздух.
На рис. 2 представлен термодинамический цикл ГТУ с подводом тепловой энергии при постоянном давлении. Соответственно, в цикле газотурбинной установки с использованием регенерации благодаря возврату части тепловой энергии обратно в цикл снижается расход топлива, предназначенный для нагрева рабочего тела в камере сгорания.
Принципиальная схема газотурбинной установки с регенерацией тепловой энергии представлена на рис. 3.
В настоящее время используется электростанция в составе четырёх газотурбинных агрегатов с единичной электрической мощностью по 7,83 МВт фирмы Tornado Single Shaft.
В качестве энергосберегающего мероприятия рекомендуется укомплектовать дополнительно ГТЭС регенератором тепловой энергии. В качестве исходных данных для расчёта потенциала энергосбережения приняты рабочие параметры в соответствии с эксплуатационными характеристиками газотурбинной установки.
Тепловая энергия, подведённая к воздуху в регенераторе, определяется разностью температур T5 и T2:
Qв = cpв(T5 – T2), (1)
где cpв — средняя теплоёмкость воздуха.
Максимальное количество тепловой энергии, которое может быть передано воздуху, характеризуется разностью температур T4 и T2:
Qрег = cpг(T4 – T2), (2)
где cpг — средняя теплоёмкость газа.
Эффективность или степень регенерации определяется отношением:
Если известна степень регенерации, то температура воздуха перед камерой сгорания будет равна (если различием теплоёмкостей можно пренебречь):
T5 = r (T4 – T2) + T2. (4)
Тогда коэффициент полезного действия ГТД в регенеративном цикле определяется следующим выражением:
где Σqреген — тепловой эквивалент дополнительных гидравлических сопротивлений при движении воздуха и газа в регенераторе.
КПД газотурбинного двигателя в простом цикле определяется выражением:
где сpв — средняя теплоёмкость подогретого воздуха перед камерой сгорания; сpг — средняя теплоёмкость газа при расширении в турбине.
C учётом вышесказанного отличие заключается в количестве подведённой тепловой энергии к рабочему телу в камере сгорания и определяется по формуле:
Из уравнения (5) следует, что значение регенерации оказывает влияние на числитель выражения, то есть на величину полезной работы цикла, только за счёт появления дополнительных аэродинамических сопротивлений. Полезная работа Le в цикле с регенерацией снижается. КПД цикла изменяется и за счёт уменьшения полезной работы, и за счёт уменьшения знаменателя, то есть подведённой в цикл тепловой энергии. В результате большего снижения Qe КПД цикла возрастёт.
где Qнр — теплотворная способность топлива, кДж/кг.
de = L / Le = Gv / Ne, (9)
где Gv — расход воздуха в ГТД, кг/с; Ne — мощность ГТД, кВт; Le — полезная работа цикла, кДж/кг.
Как следует из вышесказанного, в результате применения в цикле регенерации тепловой энергии возрастает КПД установки и, следовательно, снижается удельный расход топлива, но расход воздуха увеличится на величину, равную значению гидравлических потерь в регенераторе, вследствие уменьшения полезной работы.
В результате произведённого расчёта удельный расход топливного газа снизится на 0,01 кг/ кВт·ч, что в год составляет 311,28 тыс. м³. Предприятие снизит потребление электроэнергии от стороннего источника, и, следовательно, экономия топливного газа (440,6 тыс. м³ в год) позволит выработать 446 МВт электроэнергии в год, что в денежном выражении составит 1,6 млн руб.
Ориентировочная стоимость технической модернизации ГТД с установкой регенератора составляет 6,6 млн руб., для трёх агрегатов (в работе постоянно находится три агрегата) инвестиции составят 20 млн руб.
В качестве примера выбран регенератор тепловой энергии отработавших газов РГ-6, предлагаемый как изделие полной заводской готовности ООО «АвиагазЦентр». Краткая техническая характеристика регенератора тепловой энергии типа РГ-6 приведена в табл. 2.
Расчёт простого срока окупаемости представлен в табл. 3.
Отечественная промышленность имеет положительный опыт проектирования и создания газотурбинных установок с регенераторами, успешно применяемых при магистральной транспортировке природного газа.
Так, например, отечественная ГТУ-20 при Nе = 8700 кВт и T3 = 1023 К имеет пластинчатый регенератор перекрёстного тока (трёхходовой по воздуху и одноходовой по газу), выполненный из стали марки Х18Н9Т, с поверхностью нагрева F = 1370 м². Достигнутая степень регенерации — r = 0,78. На полной мощности температура отходящих газов перед регенератором равна T4 = 648 К, а за ним — T6 = 520 К. При эксплуатации установки получен эффективный удельный расход топлива 0,306 кг/ кВт·ч.
Установка регенератора тепловой энергии на газотурбинном двигателе позволит в значительной степени при сохранении мощности установки сократить расход топлива, подаваемого на горение в камеру сгорания.
Объект располагается в северной части Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции в восточной части Ненецкого автономного округа. Среднегодовая скорость ветра в данном регионе составляет более 5 м/с, что относится к регионам, для которых целесообразно использовать высокопотенциальную энергию ветра для генерации электрической энергии.
В качестве примера выполнен анализ возможности использования ветрогенератора на одной из кустовых площадок предприятия. Максимальная электрическая нагрузка составляет 400 кВт·ч.
N = pSV3, (10)
где p — плотность воздуха, кг/м³; S — площадь лопастей, обтекаемая ветром, м²; V — скорость ветра, м/с.
Для обеспечения требуемой электрической мощности необходимо установить 18 ветрогенераторов расчётной единичной мощностью 22 кВт.
Отсюда можно определить потенциал энергосбережения:
E = 0,6nNном, (11)
где 0,6 — загрузка электрооборудования; n — часы работы, ч; Nном — номинальная электрическая мощность электрооборудования, кВт.
Как показали суточные измерения, температуры воздуха внутри помещений АБК и ВЖК обычно выше нормативных значений, что обуславливает целесообразность внедрения мероприятия по модернизации тепловых пунктов. На объектах обследования регулирование температуры теплоносителя осуществляется на источниках тепловой энергии, местное регулирование на потребителях отсутствует. Как способ снижения потребления тепловой энергии возможна установка автоматизированных тепловых пунктов, позволяющих контролировать нормативную температуру внутри помещений. Автоматизированный тепловой пункт автоматически поддерживает необходимую по температурному графику температуру теплоносителя, в зависимости от погодных условий окружающей среды. Потенциал энергосбережения может быть определён как экономия энергии при снижении температуры внутри помещений до нормируемых значений (2°C). С учётом средней температуры наружного воздуха в отопительный период, равной (-4,°C), потенциал энергосбережения составляет 1,8 млн руб. в год.
Программа энергосбережения основывается на выявленном в ходе энергетического обследования потенциале энергосбережения. При комплексном внедрении мероприятий по повышению эффективности использования энергоносителей годовое снижение потребления ТЭР составляет 1536,52 т.у.т. в натуральном выражении и 39,5 млн руб. в денежном. Общая стоимость внедрения предложенных мероприятий составляет 320 млн руб. Некоторые характеристики рекомендуемых энергосберегающих мероприятий приведены в табл. 4.
Общий потенциал внедрения энергоресурсосберегающих мероприятий составляет 6,% от общего потребления ТЭР в натуральном выражении.
Энергетическое обследование предприятия позволило получить обобщённые характеристики и оценку состояния систем энергетического обеспечения объекта.
На основе анализа технических и экономических показателей предложен проект программы энергосбережения, включающий такие мероприятия, как реконструкция тепловых пунктов с установкой погодозависимой автоматики, использование регенеративного цикла при генерации электрической энергии, применение ветрогенераторов.
Программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности
Муниципальная программа в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности
Повышение энергетической эффективности экономики субъектов РФ и экономики муниципальных образований регулируется положениями ст. 14 Федерального Закона от 23.11.2009 № 261-ФЗ.
Требования к региональным и муниципальным программам в области энергосбережения и повышения энергетической эффективности утверждены Постановлением Правительства РФ от 11.02.2021 № 161.
Типовые организационные мероприятия по энергосбережению
Информация о материале