Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ КОМПЛЕКСНОЙ ОЦЕНКИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЙ УСТАНОВКИ ДЛЯ ПЕРЕКАЧИВАНИЯ ЖИДКИХ СРЕД ВО ВРЕМЯ ЕЕ ЭКСПЛУАТАЦИИ

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.

Согласно п. 2 формулы в качестве электрических параметров принимают напряжение питающей сети (U_сети), величину тока (I), общую потребляемая мощность (N_общ), коэффициент электрической мощности (cos ϕ), а технологическими параметрами служат температура перекачиваемой жидкости (Т_ж), плотность перекачиваемой жидкости (ρ_ж), давление жидкости на входе насоса (р_вх), давление на выходе насоса (р_вых), объем перекачиваемой жидкости (Q_ж).

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:

- напряжение питающей сети (U_сети);

- общая потребляемая мощность (N_общ);

- мощность, потребляемая ТУ после станции управления (ΔN_су);

- коэффициент электрической мощности (cos ϕ);

- величина тока (I);

- температура перекачиваемой жидкости (Т_ж);

- плотность перекачиваемой жидкости (ρ_ж);

- давление жидкости на входе насоса (р_вх);

- давление жидкости на выходе насоса (р_вых);

- объем перекачиваемой жидкости (Q_ж);

- 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:

- мощность, затрачиваемая СУ на преобразование параметров питающей сети, которая не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя (ΔN_{су эт});

- мощность, затрачиваемую электродвигателем, определяют следующим соотношением:

ΔN_{эд эт}=N_{эд эт}×(1-η_{эд эт}),

где η_{эд эт} - КПД электродвигателя, рассчитанный с учетом корректирующего коэффициента (к_η), величина которого зависит от номинальной мощности электродвигателя (N_{эд ном}), номинального КПД (η_{эд ном}) и коэффициента загрузки (КЗ) электродвигателя;

N_{эд эт} - мощность, подводимая к электродвигателю:

N_{эд эт}=N_общ - ΔN_{су эт}

- мощность, затрачиваемую насосом на преобразование механической мощности в гидравлическую (ΔN_нас), определяют отношением:

ΔN_{нас эт}=N_{нас эт} - N_{гидр эт},

где N_{нас эт}=N_общ-ΔN_{су эт} - ΔN_{эд эт},

N_{гидр эт}=(9,81×Q_{ж факт}×Н_эт×ρ_ж)/(1000×3600),

где Н_эт - эталонный напор, м.

Значение эталонного напора определяют по HQ-характеристике насоса, а КПД насоса (η_{нас эт}) определяют отношением мощностей N_{гидр эт}/N_{нас эт}.

Далее в блоке 5 вычисляются фактические значения КПД и мощностей, затрачиваемых каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима ее работы:

- мощность ΔN_су, затрачиваемая станцией управления на преобразование параметров питающей сети, не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя, ее рассчитывают следующим образом:

ΔN_су=N_общ - N_су;

- мощность, затрачиваемую электродвигателем (ΔN_эд), определяют следующим отношением:

ΔN_эд=N_эд×(1-η_{эд эт}),

где η_{эд эт} - КПД электродвигателя, рассчитанный с учетом корректирующего коэффициента (к_η), величина которого зависит от номинальной мощности (N_{эд ном}), номинального КПД (η_{эд ном}) и коэффициента загрузки КЗ электродвигателя;

N_эд - мощность, подводимая к электродвигателю, определяется разностью мощностей N_эд=N_общ - ΔN_су;

- мощность, затрачиваемую насосом на преобразование механической мощности в гидравлическую (ΔN_нас), определяют разностью:

ΔN_нас=N_нас - N_гидр,

где N_нас=N_общ - ΔN_су - ΔN_эд,

N_{гидр факт}=(9,81×Q_{ж факт}×Н_факт×ρ_ж)/(1000×3600),

где Н_факт - фактический напор, который вычисляют как

Н_факт=10000×(р_{вых факт} - р_{вх факт})/ρ_ж.

КПД насоса (η_{нас факт}) определяют отношением гидравлической мощности (ΔN_гидр) к мощности, возникающей на валу насоса (ΔN_нас):

η_{нас факт}=N_гидр/N_нас.

Далее блок 6 производит расчет эталонного значения УРЭ по формуле:

УРЭ_эт=(9,81×Н_ном×ρ_ж)/(1000×3600×η_{эд ном}×η_{нас ном}).

Затем блок 7 производит расчет фактического УРЭ:

УРЭ_факт=N_общ/Q_{ж факт}

После указанных вычислений блок 8 производит сравнение фактических и эталонных значений соответствующих параметров, а именно, УРЭ_факт с УРЭ_эт, ΔN_су с ΔN_{су эт} ΔN_эд с ΔN_{эд эт}; ΔN_нас с N_{нас эт}, N_{гидр факт} с N_{гидр 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_{нас факт} меньше η_{нас эт} 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.

Насос: - номинальный расход жидкости 105 м³/ч,

- номинальный напор 343 м,

- номинальный КПД 0,65).

Одновременно с помощью приборов и датчиков измеряли мгновенные фактические значения электрических и технологических параметров:

U_сети≅380 В;

N_общ=144,97 кВт;

cos ϕ=0,81;

I=251,1 А;

Т_ж=45°С;

ρ_ж=927 кг/м³;

р_вх=2,85 атм;

р_вых=34,0 атм;

Q_ж=72,0 м³;

а также t=16,2 ч.

Эталонные значения КПД и мощностей, затрачиваемых каждой составной частью ТУ для фактического технологического режима работы, составляли:

- мощность, затрачиваемая станцией управления на преобразование параметров питающей сети, не должна превышать величину электрических потерь, указанных в паспорте завода-изготовителя ΔN_{cy эт}≤1,1 кВт;

- мощность, затрачиваемая электродвигателем ΔN_{эд эт}=7,77 кВт;

- N_{эд эт}=143,87 кВт;

- мощность ΔN_{нас эт}=65,17 кВт;

N_{нас эт}=136,1 кВт;

N_{гидр эт}=70,93 кВт;

η_{нас эт} определяли отношением мощностей N_{гидр эт}/N_{нас эт},

η_{нас эт}=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:

ΔN_су=N_общ - N_су=0,85 кВт,

ΔN_эд=144,12×(1-0,946)=7,78 кВт,

N_эд=N_общ - ΔN_су=144,12 кВт,

ΔN_нас=N_нас - N_гидр=136,34-61,12=75,22 кВт,

N_нас=N_общ - ΔN_су - ΔN_эд=144,97-0,85-7,78=136,34 кВт,

N_гидр=(9,81×72×336,03×927)/(1000×3600)=61,12 кВт,

Н_факт=10000×(34,0-2,85)/927=336,03 м,

η_{нас факт}=61,12/136,34=0,45 о.е.

Фактическое значение УРЭ_факт=144,97/72=2,01 кВтч/м³.

После регистрации номинальных и эталонных параметров и вычислений производили сравнительный анализ фактических и эталонных значений соответствующих параметров:

УРЭ_факт=2,01 кВтч/м³ и превышает УРЭ_эт=1,41 кВтч/м³ 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:

- ΔN_су=0,85 кВт меньше установленного максимума ΔN_{су эт}≤1,1 кВт;

- ΔN_эд=7,78 кВт превышает ΔN_{эд эт}=7,7 кВт на 0,1%, что является допустимым снижением КПД;

- ΔN_нас=75,22 кВт больше чем ΔN_{наc эт}=65,17 кВт на 13,36%, что ниже допустимого максимума 15%.

η_{нас факт}=0,45 меньше η_{нас эт}=0,52, а именно на 13,46%.

Далее производили подбор и замену технологического оборудование на более энергоэффективное.

Так как фактический расход жидкости составил не более 72 м³/ч, то был выбран насос типа ЦНС 60×330, имеющий номинальный расход жидкости 60 м³/ч, номинальный напор 330 м и номинальный КПД 0,66.

При сравнении номинальных характеристик насосов, было обнаружено, что при заданном фактическом расходе жидкости порядка 70 м³/ч потребляемые механические мощности, также как и КПД будут значительно различаться:

ЦНС 105×343(N_нас≅140 кВт, η_нас≅45 о.е.),

ЦНС 60×330(N_нас≅85 кВт, η_нас≅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:

N_{гидр пто}=(9,81×72×290×927)/(1000×3600)=52,74 кВт;

N_{эд пто}=N_{гидр пто}/(η_{нас пто}×η_{эд пто})=85,51 кВт,

УРЭ_пто=(N_{эд пто}+ΔN_су)/Q_{ж факт}=86,31/72=1,2 кВтч/м³.

Затем осуществляли сравнительный анализ соответствующих параметров фактических и эталонных значений, а также расчетных значений подобранного технологического оборудования:

УРЭ_факт=2,01 кВТЧ/м³, УРЭ_эт=1,41 кВТЧ/м³, УРЭ_пто=1,2 кВтч/м³.

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.