В. А. Хачатурян управление электроснабжением нефтеперерабатывающих
| Вид материала | Документы |
- Арам ильич хачатурян, 88.16kb.
- Время простоя оборудования на капитальном и текущем ремонтах рассчитывается по действующим, 125.05kb.
- Комплекс мер по осуществлению государственного мониторинга модернизации нефтеперерабатывающих, 47.13kb.
- Мониторинг ведомственных сми на период с 1 по 15 января 2011 года, 145.2kb.
- Московский государственный институт международных отношений мид РФ (университет) европейское, 139.81kb.
- Источник (отрывок): Хачатурян В. М. История мировых цивилизаций с древнейших времен, 1021.03kb.
- Общие правила взрывобезопасности для взрывопожароопасных химических, нефтехимических, 1123.43kb.
- Конспект лекций по курсу «управление качеством», 1507.97kb.
- Конспект лекций по курсу «управление качеством», 1487.57kb.
- Миннефтехимпромом СССР утверждены по согласованию с гупо мвд СССР правила пожарной, 1618.91kb.
В.А. Хачатурян
УПРАВЛЕНИЕ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЕМ НЕФТЕПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИХ
ПРЕДПРИЯТИЙ В УСЛОВИЯХ МАССОВОГО ПРИМЕНЕНИЯ РЕГУЛИРУЕМОГО
ЭЛЕКТРОПРИВОДА
Санкт-Петербург 2002
УДК 621.31
Валерий Аркадьевич Хачатурян
Рецензенты:
Смоловик Сергей Владимирович, заведующий кафедрой Электрические системы и сети СПбГТУ.
Коновалов Борис Павлович, к.т.н., доцент.
^
Хачатурян В.А. Управление электроснабжением нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения регулируемого электропривода. 2002, 64 с.
Предложена концепция и алгоритм управления режимами электропотребления НПП с применением средств АСУ СЭС. Концепция предусматривает приближение режима потребления к энергетически оптимальному для принятой технологии переработки нефти и комплексов технологического оборудования. Рассмотрены вопросы обеспечения электромагнитной совместимости электрооборудования нефтепереработки в условиях массового применения регулируемого электропривода, обосновано применение централизованных и индивидуальных средств подавления помех.
Введение
Современные нефтеперерабатывающие предприятия (НПП) являются одними из основных бюджетообразующих предприятий России. Общее число НПП 24. Надежность и экономичность функционирования НПП в значительной мере определяется надежностью и экономичностью функционирования их электротехнических комплексов, которые включают в себя системы электроснабжения (СЭС), электропривода, автоматики и электроремонта. НПП потребляют свыше 11 млрд. кВтч электроэнергии. Средний расход электроэнергии на одну тонну превышает 66 кВтч. Энергетическая составляющая в структуре себестоимости переработки нефти приближается к 15% и имеет тенденцию к непрерывному увеличению. Плата за электрическую энергию составляет около 8% в общем объеме затрат. Поэтому особую актуальность приобретает широкое внедрение прогрессивных технологий по переработке нефти [1,2,3]. Учитывая то, что технологический процесс переработки нефти включает в себя значительное число операций по транспортировке жидкости, поддержанию заданного температурного режима в технологических установках, электротехнические комплексы НПП характеризуются наличием значительного числа регулируемых приводов. В настоящее время такие привода выполняются на основе асинхронных двигателей и преобразователей частоты с широтноимпульсной модуляцией (ШИМ). Однако, применение таких приводов приводит к ухудшению качества электрической энергии, в том числе к искажениям напряжения, колебательным явлениям и неустойчивой работе систем технологической и электросетевой автоматики. Указанные обстоятельства обусловили возникновение проблемы качества электрической энергии, включая электромагнитную совместимость различного вида оборудования. Данной проблеме в России и за рубежом в последние 20 лет уделяется большое значение. Электромагнитная совместимость (ЭМС) оборудования в электротехническом комплексе НПП предполагает способность технических средств функционировать с заданным качеством в заданной обстановке и не создавать электромагнитных помех другим техническим средствам. Анализ научнотехнических достижений в области электромагнитной совместимости оборудования в условиях массового применения асинхронных двигателей с преобразователями частоты и других электроустановок с вентильной нагрузкой показал, что уменьшение коэффициента несинусоидальности может быть достигнуто за счет:
- увеличения числа фаз преобразователей;
- применения фильтрокомпенсирующих устройств (ФКУ);
- рационального построения схем электроснабжения и преобразования.
Однако в условиях НПП, где имеет место вариация нагрузки, обусловленная технологическим процессом, неритмичность поставки исходного сырья и отгрузки готовой продукции наиболее перспективным является применение бесконфликтных подсистем минимизации искажения кривой напряжения на основе ФКУ, которые также способствуют решению задачи компенсации реактивной мощности. Актуальность проблемы, связанной с созданием автоматизированной системы управления электроснабжением электротехнических комплексов, включая подсистемы управления электропотреблением и качества электрической энергии в нормальных и экстремальных режимах работы, обосновываются в работах ведущих ученых в данной области, в том числе Б.Н. Абрамовича, И.В. Жежеленко, Ю.С. Железко, А.Е. Козярука, Г.Б. Лазарева, Б.Г. Онищенко, А.В. Орлова, Дж. Ариллаги, П. Ташкиви, Э. Хебигер, C.L. Philbert.
Однако, к настоящему времени не решен комплекс вопросов, связанных с разработкой систем автоматизированного управления электроснабжением НПП с использованием компьютерных технологий, в том числе подсистем управления режимами электропотребления и качеством электрической энергии в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями.
В монографии рассмотрены проблемы создания системы автоматизированного управления электроснабжением электротехнических комплексов нефтеперерабатывающих предприятий в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями, включая:
- теоретические и методические положения автоматизированного управления электроснабжением НПП с использованием компьютерных технологий;
- закономерности изменения нагрузок и разработать подсистему управления режимами электропотребления, обеспечивающую минимизацию энергетической составляющей затрат на переработку нефти;
- влияние преобразовательной нагрузки на качество электрической энергии в условиях массового применения преобразователей частоты в электроустановках с асинхронными двигателями.
1. УПРАВЛЕНИЕ РЕЖИМАМИ ЭЛЕКТРОПОТРЕБЛЕНИЯ НПП
^
1.1. Концепция управления режимами электропотребления НПП
Основной задачей рационального управления электропотреблением НПП является приближение режима потребления электроэнергии к энергетически оптимальному для принятой технологии переработки нефти. Реализация такой концепции управления достигается путем определения рациональных дифференцированных групповых норм расхода электрической энергии на переработку нефти по технологическим процессам и для отдельных технологических установок, непрерывного контроля в пределах планируемого периода фактического удельного расхода электроэнергии, сравнения фактического удельного расхода с рациональной групповой нормой и в случае их отличия от рациональной групповой нормы выдачи рекомендаций по проведению энергосберегающих мероприятий, обеспечивающих приближение фактического потребления к рациональному. При управлении электропотреблением НПП предполагается, что режимы напряжения и реактивной мощности оптимизированы или близки к оптимальным [4].
Под расчетным периодом оценки показателей электропотребления понимается отрезок времени, в пределах которого технологический процесс устойчив и удельные расходы электроэнергии на первичную переработку нефти, каталитическое риформирование, гидроочистку, парекс, производство серы, кислоты и прочее постоянны.
Реализация предложенной концепции предполагает минимизацию целевой функции:
, (1)или
, (2)при ограничениях:
, (3)
, (4)где: Wф и Wопт - массивы фактического и оптимального расхода электроэнергии по НПП за заданный период;
, (5)
, (6)N - число однотипных технологических линий (процессов) в составе НПП;
ф и опт - массивы фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим технологического процесса переработки нефти за заданный период;
tз.п и tр.п - заданный и расчетный период времени;
G1 и G1пл - фактическая и плановая первичная переработка нефти за заданный период, тыс. т.;
G2 и G2пл - фактическая и плановая переработка нефти каталитическим реформированием за заданный период, тыс. т.;
G3 и G3пл - фактическая и плановая гидроочистка нефти за заданный период, тыс. т.;
G4 и G4пл - фактическая и плановая переработка нефти на установках парекс за заданный период, тыс. т.;
G5 и G5пл - фактическое и плановое производство кислоты за заданный период, тыс. т.;
G6 и G6пл - фактическое и плановое производство серы за заданный период, тыс. т.
В качестве заданного периода времени в условиях НПП могут рассматриваться сутки, так как именно за этот период принято оценивать функционирование НПП как единого технико-энергетического комплекса. Величина tз.п должна быть скорректирована с длительностью действия ограничений электроэнергии при ее лимитировании.
При декомпозиции технологического процесса на 6 составляющих компонент:
, (7)
, (8)
, (9)
, (10)где: 1 - удельный расход электроэнергии на первичную переработку 1 т нефти, кВтч/т;
2 - удельный расход электроэнергии на переработку каталитическим риформированием 1 т нефти, кВтч/т;
3 - удельный расход электроэнергии на гидроочистку 1 т нефти, кВтч/т;
4 - удельный расход электроэнергии на переработку на установках парекс 1 т товарной нефти, кВтч/т;
5 - удельный расход электроэнергии на производство 1 т кислоты, кВтч/т;
6 - удельный расход электроэнергии на производство 1 т серы, кВтч/т;
Групповая фактическая и оптимальная нормы расхода электроэнергии на 1 т переработки нефти:
, (11)
, (12)где: G - переработка нефти за заданный период, т.
На рис. 1 представлен алгоритм управления режимами электропотребления НПП, обеспечивающий энергетическую оптимальность (рациональность) процесса переработки нефти.
Для количественной оценки целевых функций 112 соотношения для определения удельных расходов электроэнергии на отдельные компоненты процесса переработки нефти устанавливаются путем накопления и статистической обработки информации.
Рис. 1. Алгоритм управления режимами электропотребления НПП.
1.2. Анализ уровня энергозатрат и разработка мероприятий по их снижению
Как следует из концепции управления режимами электропотребления НПП для определения оптимальной групповой нормы расхода электроэнергии требуется большой объем исходной информации. Поэтому для выполнения расчета удельных расходов электроэнергии на отдельные компоненты и установки технологического процесса переработки нефти и групповой оптимальной нормы была разработана форма обработки статистической информации на основании формы отчетности 11-ТЭР.
В результате обработки на ЭВМ входных документов предприятиям НПП в целом выдаются следующие расчетно-аналитические таблицы:
- расчет удельного расхода электрической энергии на переработку 1 тонны нефти для комплексов и сооружений по первичной переработке нефти по отдельным технологическим установкам;
- расчет удельного расхода электрической энергии на каталитический риформинг по отдельным технологическим установкам;
- расчет удельного расхода электрической энергии на гидроочистку 1 т нефти по отдельным технологическим установкам;
- расчет удельного расхода электрической энергии по установкам парекс на переработку 1т нефти по отдельным технологическим установкам;
- расчет удельного расхода электрической энергии на производство кислоты на 1 т перерабатываемого сырья;
- расчет удельного расхода электрической энергии на производство серы на 1 т перерабатываемого сырья;
- сводная таблица расчета норм расхода электрической энергии на переработку нефти по НПП.
Определим показатели потребления электроэнергии на переработку нефти на примере нефтеперерабатывающего предприятия ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез». В табл. 1, 2, 3 и 4 приложения приведены удельные расходы электрической энергии по компонентам технологического процесса за 1995÷2000 г.г., полученные в результате обработки унифицированных входных документов. Удельные расходы электрической энергии за 2000 г., по отдельным технологическим установкам приведены в табл. 5 приложения.
На основании статистических данных Министерства энергетики РФ на рис. 2 и 3 приведены данные по удельному расходу электроэнергии на 1 т переработанной нефти и потреблению электроэнергии для НПП России за 2000 и 2001 годы. На оси абсцисс указаны условные номера НПЗ в соответствии с данными в табл. 1. Различие удельных норм расхода электроэнергии объясняется различием глубины переработки нефти на отдельных НПЗ.
Из рис. 2 и 3 следует, что в указанные годы потребление электроэнергии оставалось практически стабильным. Максимальное отклонение по величине потребленной энергии для НПП ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» не превысило 1,3 %, а по величине удельного расхода электроэнергии на 4,0%. Это подтверждает справедливость применения предложенной концепции управления режимами электропотребления на НПП России, основанной на сравнении фактических и оптимальных удельных расходов электроэнергии по отдельным составляющим.
Анализ структуры потребления электроэнергии по ООО «ПО «Киришинефтеоргсинтез» показал, что расход электроэнергии на переработку нефти составляет 92%, прочее производственное потребление – 8%.
Структура расхода электроэнергии на переработку нефти складывается из потребления на:
- первичную переработку нефти – 24,5%;
- каталитическое риформирование – 42,8%;
- гидроочистку нефти – 7,7%;
- парекс – 22,5%;
- производство кислоты - 2,4%;
- производство серы - 0,1%.
Наиболее энергоемкими технологическими процессами являются каталитическое риформирование и первичная переработка нефти, наибольшую удельную энергоемкость имеют производство кислоты и парекс.
Табл. 1
Условный номер НПП.
Наименование НПЗ | Условный номер НПЗ |
| Салаватнефтеоргсинтез | 1 |
^ Омский НПЗ | 2 |
| Ангарская НХК | 3 |
| Киришинефтеоргсинтез | 4 |
| Уфанефтехим | 5 |
| Пермнефтеоргсинтез | 6 |
| Ярославнефтеоргсинтез | 7 |
| Московский НПЗ | 8 |
| Рязанский НПЗ | 9 |
| Волгограднефтепереработка | 10 |
| Уфимский НПЗ | 11 |
| Новокуйбышевский НПЗ | 12 |
| Ново – Уфимский НПЗ | 13 |
| Нижегороднефтеоргсинтез | 14 |
| Орскнефтеоргсинтез | 15 |
| Сызранский НПЗ | 16 |
| Ачинский НПЗ | 17 |
| Саратовский НПЗ | 18 |
| Куйбышевский НПЗ | 19 |
| Ухта + Битран – переработка | 20 |
| Хабаровский НПЗ | 21 |
| Комсомольский НПЗ | 22 |
| Туапсинский НПЗ | 23 |
| Яр. НПЗ им. Менделеева | 24 |