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

Для другого числа двигателей и других установок необходимо приме­нять расчет непосредственно по формуле (2.22).

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

За расчетную нагрузку буровой установки в целом принимают сред­неквадратичную нагрузку наиболее загруженного периода - для данных типов установок это нагрузки собственно бурения.

Для нагрузки группы буровых установок вероятностными методами получены коэффициенты снижения нагрузок. Расчетная нагрузка группы из N установок определяется

где N - число установок в группе;

Р_м - расчетная нагрузка одной установки, кВт;

К_сн - 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.

Таблица 2.3

Коэффициенты снижения нагрузок при числе установок в группе N

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.

Таблица 2.4

Электрические нагрузки установок для гидронамыва сооружений

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 значениепринимают 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 Р_с и расчетная Р_м 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 Т_м представляется в справочных и нормативных доку­ментах по проектированию электроснабжения. Так для установок нефтя­ной промышленности в [ 11 ] представлены величины Т_м по большинству технологических установок. В табл. 2.8 приведены показатели электриче­ских нагрузок для некоторых типов установок нефтяной промышленности.

При больших годовых Т_м (6000 ч. и выше) отдельных ЭП обычно принимают коэффициент разновременности максимумов 0.95, для разно­родных ЭП с большим разбросом Т_м 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 Р_с - средняя суммарная нагрузка, кВт;

ΔР_i - парциальная расчетная добавка, вносимая графиком 1-й группы в суммарную расчетную нагрузку, кВт.

Таблица 2.5

Показатели электрических нагрузок технологических установок неф­тяной промыименности

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.

Таблица 2.6

Удельные расходы электроэнергии производств нефтедобывающей промышленности [12]

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.