При давлении 75 кгс/см2 в условиях центральных районов европейской части СНГ минимум приведенных затрат для трубопровода 1420 мм оказывается соответственно на уровне 27--28 и 29 -- 31 млрд. м3/год при расстоянии между компрессорными станциями 130--140 км и коэффициентом сжатия 1,45--1,50. Эти расчеты получены из условий минимума затрат по отрасли газовой промышленности. Представляется желательным форсированное использование технических средств газопроводов с тем, чтобы получить большое количество газа и обеспечить этим повышенный эффект от рационального использования газа в отраслях, где он дает высокий народнохозяйственный эффект, т. е. с производительностью газопроводов, полученной при более высоком коэффициенте эффективности капитальных вложений.

4. Оптимальная производительность магистральных газопроводов в значительной степени зависит и от коэффициента его использования во времени. Проектирование газопроводов обычно ведется при коэффициенте загрузки 0,9. Однако несмотря на наличие потребителей-регуляторов, на практике магистральные газопроводы редко реализуют коэффициент использования производительности более 0,80--0,82. Увеличение коэффициента использования пропускной способности газопроводов большой длины оказывается весьма эффективным мероприятием, так как при снижении его загрузки уменьшаются только энергетические затраты.

Развитие хранилищ газа в районах потребления, использование газа в летнее время потребителями, обеспеченными другим видом топлива на зимний период, и проведение других мероприятий по совершенствованию структуры топливно-энергетического баланса в направлении полной загрузки газопроводных магистралей большой протяженности позволяют рассчитывать на повышение коэффициента использования производительности магистральных газопроводов, например, до 0,95, т. е. до практически возможного по условиям ремонта и обслуживания.

Достижение такого показателя позволит довести пропускную способность трубопровода диаметром 1420 мм при рабочем давлении 75 кгс/см2 до 32 -- 34 млрд. м3/год и снизить приведенные затраты на транспорт газа на 15--16% без увеличения потребности в металле и оборудовании для строительства газопроводов.

5. На оптимальную производительность газопровода и размещение компрессорных станций большое влияние оказывают цены на трубы, а следовательно, и затраты на строительство линейной части газопровода, затраты по компрессорным станциям и прежде всего затраты на топливный газ или электроэнергию и уровень механизации, а следовательно, и затраты на заработную плату.

Анализ основных факторов, влияющих на технико-экономические показатели магистральных трубопроводов (диаметр труб, рабочее давление, коэффициент использования, условия строительства, цены на трубы и другие факторы), показал, что для дальнейшего развития транспорта газа целесообразно форсированное использование газопроводов и доведение их производительности, например для труб диаметром 1420 мм при рабочем давлении 75 кгс/см2, до 32--34 млрд. м3/год.

Таблица 6.1. Технико-экономические показатели магистральных газопроводов

7. Дальнейшее совершенствование параметров магистральных газопроводов

Основная цель научно-технического прогресса на трубопроводном транспорте -- повышение единичной мощности газопроводов и уменьшение металлозатрат, энергозатрат и приведенных затрат на транспорт газа.

При этом эффективность традиционного пути -- увеличение пропускной способности газопровода за счет применения труб большого диаметра уменьшается по мере роста диаметра, т. е. огибающая оптимальных параметров всегда представляет экспоненту, градиент которой уменьшается по мере увеличения диаметра и зависит от технико-экономических показателей средств транспорта, условий строительства и т. д.

Переход к трубам диаметром 1620 мм потребует замены оборудования для изготовления труб большого диаметра и оснащения строительных организаций необходимой техникой.

Ряд станов, установленных в трубных цехах отечественных заводов, уже рассчитан на выпуск труб диаметром 1620 мм, чем созданы предпосылки для перехода к трубам такого диаметра с минимальными затратами на перевооружение.

Целесообразность же замены строительной техники для укладки труб диаметром 1620 мм должна быть выявлена в результате всесторонних исследований.

Особого внимания заслуживает проблема создания труб диаметром 1420 мм многослойной конструкции, что дало бы возможность получить трубы, рассчитанные на высокое давление, например 120 кгс/см2, при относительно умеренных требованиях к качеству сталей.

Как известно, увеличить производительность газопроводов любого диаметра можно повышением давления и снижением температуры, т. е. увеличением плотности перекачиваемого газа. Главным при этом является подбор таких температур и давлений, при которых каждое изменение указанных параметров наиболее эффективно повышало бы пропускную способность газопроводов. Исследования показали, что такую зону можно выделить путем изучения физических закономерностей движения газа в трубопроводах.

Таблица 7.1. Влияние давления на пропускную способность газопровода

Повышение давления не одинаково сказывается на увеличении пропускной способности газопроводов (табл. 7-1). Так, переход к давлению 100 кгс/см2 наиболее эффективен при температуре минус 30°С; к давлению 120 кгс/см2 при температуре от минус 15 до минус 30°С, к давлению 160 кгс/см2 при температуре 0°С и т. д. При этом переход от давления 75 к 100 кгс/см2 характеризуется увеличением производительности для соответствующих температур, равным 28, 34, 31, 30, 31, 39,30%.

Переход от давления 100 к 120 кгс/см2 даст увеличение производительности на 33, 32, 29, 38, 38 и 18%. Это объясняется тем, что при изменении температуры и давления изменяется состояние газа. Одной из характеристик состояния газа является коэффициент сжимаемости.

Окончательный выбор параметров зависит от энергозатрат, стоимости технических средств, особенно изоляции, условий строительства и т. д.

Для оценки различных параметров были проведены многовариантные оптимизационные расчеты для различных давлений и охлаждений газа:

плюс 30°С -- охлаждение аппаратами воздушного охлаждения;

0°С -- трубопроводы из углеродистых сталей всех марок (могут работать без изоляции);

минус 20 -- 30°С -- теплоизолированные трубопроводы из углеродистых и низколегированных сталей с учетом требований по ударной вязкости;

минус 60 -- 70°С -- теплоизолированные трубопроводы из легированных сталей, работающих на границе газообразного состояния.

Выбор указанных уровней охлаждения объясняется в основном этапами возможного развития смежных отраслей промышленности, производящих трубы и изоляционные трубы, а также возможностями строительства и эксплуатации.

Охлаждение газа до 30°С и ниже до 0°С является основной задачей для улучшения параметров газопроводов. Для перспективы большое значение имеет исследование вопросов более глубокого охлаждения до 20--30 или 60--70°С.

Наименьшая металлоемкость оказывается при температуре минус 70°С. Повышение давления при этой температуре выше 100 кгс/см2 приводит к увеличению металла. Для температур 0°С и минус 30°С минимальная потребность в металле оказывается при давлении 120 кгс/см2.

При складывающихся ценах и требованиях к качеству труб реально можно рассматривать выпуск промышленностью труб, которые могут работать при температуре до минус 20 -- 30°С. Таким образом, понижая температуру перекачки газа до 20 -- 30°С, можно увеличить пропускную способность газопровода на 40 -- 50% при умеренном охлаждении без существенного увеличения цен на трубы. Следовательно, при одновременном снижении температуры перекачки и повышении давления следует ожидать существенной экономии удельной стоимости труб.

Таблица 7.2. Основные технико-экономические показатели транспорта газа по трубам диаметром 1420 мм

В качестве примера в табл. 7-2 приведены основные технико-экономические показатели транспорта газа по трубам диаметром 1420 мм.

Из данных табл. 4-21 следует, что наиболее благоприятные экономические и другие результаты, по расчетам авторов, дает охлаждение до минус 20 -- 30°С, причем показатели (приведенные затраты) по сравнению с системами, работающими без охлаждения даже при повышенном давлении (120 кгс/см2), снижаются на 14-- 16%, а по сравнению с показателями при охлаждении до минус 70°С до 15 -- 20% [89].

Решающими здесь являются повышение стоимости сталей, усложнение изоляции и всего оборудования компрессорно-холодильных станций, поэтому необходимы детальная разработка оборудования для указанных параметров и сравнение их по всем показателям, включая и затраты на оснащение строительной техникой, поддержание экологического равновесия и другие факторы.

Результативные показатели системы при 0°С также уступают показателям при умеренном охлаждении. Однако она может быть реализована значительно быстрее. Это объясняется главным образом тем, что система с охлаждением до 20--30°С полностью использует возможности уже освоенных марок сталей и переход на этот уровень охлаждения не вызывает коренного изменения требований к качеству металла труб и оборудования* однако требует дополнительных затрат на изоляцию трубопроводов.

Для реализации оптимальных параметров транспорта газа потребуется создание трубопроводов, газоперекачивающих агрегатов, холодильных машин, изоляции и другого оборудования. Возможность применения термоупрочненных труб на давление 75 кгс/см2 и температуру до минус 20°С не вызывает сомнений, такие трубы могут поставляться уже в десятой пятилетке. Предрешен переход к организации производства многослойных труб на давление до 120 кгс/см2.

Для охлаждения до 20--30°С на головных и промежуточных компрессорных станциях можно использовать парокомпрессионные холодильные установки на основе пропановых турбохолодильных агрегатов. Конструкции таких агрегатов на относительно меньшие производительности созданы и широко применяются. На промежуточных станциях в этом случае можно устанавливать и рекуперативные системы охлаждения. По энергетическим затратам оба варианта охлаждения близки между собой.

Температура минус 70°С потребует, создания специальных труб, новых холодильных установок, причем в этом случае парокомпрессионные установки малы по мощности, а криогенные установки велики. Для транспорта газа при минус 70°С потребуется создать и новые нагнетатели.

Таким образом, представляется целесообразным создание газотранспортных систем с охлаждением газа до температур минус 20 -- 30°С.

Необходимы создание опытно-промышленных установок для рассматриваемых параметров газа с целью отработки конструкции изоляции, разработки способа организации работ по укладке теплоизолированных трубопроводов, а также создание умеренного и глубокого охлаждения газа как следующего этапа в совершенствовании систем магистрального транспорта газа с улучшенными технико-экономическими параметрами.

8. Критериальные параметры и зависимости, характеризующие ЛЭП для электроснабжения компрессорных станций

8.1 Исходные данные

Протяженность ЛЭП: l=575 км.

Номинальное напряжение ЛЭП: U=220 кВ.

Число часов использования максимума ч.

Для нагрузки .

Рекомендуется 0.95 cos1, принимаем cos= 1.

Расчет ведем в ценах 1985 года.

- стоимость 1 кВтч энергии,.По [1, с.317, рис.8.1], по характеристике 1 для европейской части СССР, при /мТм=6000 ч, где -время потерь, ч, м-коэффициент попадания нагрузки в максимум энергосистемы, берем (учитывая поправочный коэффициент 1.5)

8.2 Основные теоретические сведения

При технико-экономических расчетах ЛЭП значительную роль играет соотношение капиталовложений и стоимости потерь электроэнергии. Оптимальное значение этого соотношения можно определить из условия минимума стоимости передачи электроэнергии, которая определяется:

(8.1);

Или

 (8.2);

где -доля ежегодных отчислений от капиталовложений

(8.3);

- отчисления на амортизацию,

-эксплуатационные отчисления,

- капиталовложения в линию, тыс. руб.,

l-длина линии,

-коэффициент, учитывающий экологический фактор,

Э- переданная за год потребителю электроэнергия,

Р- мощность , МВт,

-число часов использования максимума, ч,

- потери электроэнергии в линии за год, МВт ч,

-время потерь, ч,

- стоимость 1 кВт ч потерянной энергии, .

Потери мощности в линии:

(8.4);

Разделив на Р получим:

(8.5);

 (8.6);

где U-напряжение линии, кВ,

-удельное активное сопротивление линии , Ом/км,

- КПД ЛЭП.

Подставляя выражения (8.5),(8.6) в (8.2) получим:

(8.7);

или

(8.8).

Из (8.8) получаем:

(8.9);

(8.10),

где - критериальная длина.

Стоимость передачи электроэнергии через критериальную длину:

(8.11);

Или

(8.12);

Для определения минимальной стоимости передачи энергии найдем производную , получим:

(8.13);

Приравняв производную к нулю, получим уравнение для экономического КПД ЛЭП, соответствующего минимальной стоимости передачи энергии:

(8.14);

или

(8.15);

преобразуя, получим:

(8.16);

Подставляя (8.16) в (8.11) получим минимальную стоимость передачи энергии:

 (8.17);

Стоимость передачи можно выразить через минимальную стоимость в виде :

(8.18);

или

(8.19);

Используя выражение (5.16) получим:

(8.20);

или

(8.21);

(8.22);

Экономическая плотность тока , соответствующая экономическому КПД ЛЭП определится из выражений:

 (8.23);

Из равенства (8.22) и (8.23)вытекает:

(8.24);

(8.25);

где F - сечение провода,.

Из выражения (8.23) найдем напряжение:

(8.26);

Если принять =0,9 , то критериальная длина будет равна:

(8.27);

Подставим (8.27) в (8.26) получим выражение напряжения, которое обеспечивает передачу :

(8.28).

Напряжение ЛЭП зависит от передаваемой мощности, дальности передачи и для повышения ее пропускной способности необходимо повысить напряжение.

8.3 Выбор конструкции и типов проводов

Для линии 220 кВ по условию короны выбираем провод марки АС-240/39.

По [7, с.90, приложение 2], для выбранного сечения находим:

Удельное активное сопротивление : =0.124 Ом/км .

Удельное реактивное сопротивление: =0.435 Ом/км.

Удельная реактивная проводимость: =2.60 См/км.

Потери мощности на корону: кВт/км.

Цены 1985 года.

Стоимость сооружения 1 км линии

8.4 Построение зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП

Воспользуемся выражением (8.29) и (8.30)

или

Используя формулу:

(8.31)

Определим

ч

Определим критериальную длину по формуле (8.10):

 км

Найдем отношение :

Изменяя значение , построим зависимость .

Результаты сведем в таблицу 8.1.

Таблица 8.1.

	0,5	0,55	0,6	0,65	0,7	0,75	0,8	0,85	0,9	0,95	0,99
	0,75	0,615	0,502	0,406	0,325	0,254	0,194	0,141	0,098	0,071	0,1721

По полученным значениям строим график зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП.

График зависимости стоимости передачи электроэнергии от КПД ЛЭП.

Рис.8.1

8.5 Расчет критериальных параметров ЛЭП и их зависимостей

Расчет критериальной длины:

Критериальная длина линии - это длина, при которой экономический КПД равен 0.5 .

Определим из выражения (8.10):

км,

Экономический КПД определим из выражения (2.16):

Экономическим называется КПД соответствующий минимуму стоимости передачи электроэнергии.

Определим из выражения (8.17):

руб/кВтч

или

Определим экономическую мощность линии по формуле (8.22)

МВт

Рассчитаем экономическую плотность тока по выражению (8.25):

 А/

Приведенные выше значения соответствуют выбранному сечению провода.

Изменим сечение провода и повторим расчет для и

Результаты расчета сведены в таблицу 8.2.

Таблица 8.2.

Провод АС-	240/39	300/39	400/51	500/64
,Ом/км	0,124	0,098	0,075	0,06
тыс.руб/км	23,0	24,1	25,0	26,0
, км	4671,11	5133,024	5760,95	6315,86
	0,1846	0,168	0,1497	0,1366

Справочные данные по [7, с.90, приложение 2].

Зависимость критериальной длины от сечения:

Рис.8.2

Зависимость от сечения:

Рис.8.3

Построим зависимость =

и зависимость =.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.3.

Таблица 8.3.

	200	400	600	800	1000	1500	2000	2500
	0,96	0,92	0,88	0,85	0,82	0,76	0, 7	0,65
	0,064	0,128	0,192	0,257	0,32	0,48	0,64	0,8

Зависимость от .



Рис.8.4

Зависимость от

Рис. 8.5

Построим зависимость =

и зависимость =.

Результаты расчета сведены в таблицу 8.4

Таблица 8.4.

,км	4000	6000	8000	10000
	0,87	0,91	0,93	0,95
	0,216	0,144	0,108	0,086

Зависимость от,км

Рис.8.6

Зависимость от ,км



Рис.8.7

Построим зависимость =;

Результаты расчета сведены в таблицу 8.5

Таблица 8.5.

U,кВ	110	220	330	500	750
	2335,55	4671,11	7006,66	10616,15	15924,23
	0,8	0,89	0,92	0,948	0,965

Зависимость ,км от U,кВ



Рис.8.8

Зависимость от U,кВ

Рис.8.9

9. Выводы

Проведенные расчеты критериальных параметров и построение зависимостей, характеризующие ЛЭП для электроснабжения компрессорных станций показали, что увеличение эквивалентной длины lк дает значительное уменьшение стоимости передачи электроэнергии и увеличение экономического КПД.

Эквивалентная длина нагрузки определяет основные пути улучшения экономических показателей электропередачи. Чем больше эквивалентная длина, тем лучшие экономические показатели имеет электропередача. Эквивалентная длина тем больше, чем больше напряжение и площадь сечения проводов линии, чем больше нагрузка. Дальнейшим средством, позволяющим увеличить эквивалентную длину lк и улучшить экономические показатели электропередачи, является снижение стоимости одного километра линии.

Выбранный нами электрический привод для электроснабжения компрессорной станции позволит:

-упростить условия эксплуатации газопроводов, уменьшить штат компрессорных станций, упростить все условия автоматизации управлением технологическими процессами компрессорных станций, сократить численность трудящихся приблизительно на 25--27%;

-повысить надежность работы компрессорных станции;

-сократить расход топлива на транспорте;

-улучшить условия труда обслуживающего персонала, поскольку возможна полная автоматизация компрессорных станций и уменьшение уровня шума;

-существенно снизить потребность в приводных агрегатах за счет уменьшения числа резервных установок и увеличения срока их службы; кроме того, снижение потребности газа для собственных нужд почти на 30% дает возможность при проектировании газопровода под электроприводы и неизменной подаче товарного газа несколько уменьшить число компрессорных станций и дополнительно сократить число агрегатов.

10.Литература

1.Справочник по проектированию электроэнергетических систем./ Под ред. С.С. Рокотяна и И.М. Шапиро. - 3-е изд., перераб. и доп.- М.: Энергоатомиздат,1985. - 352 с.: ил.

2.Поспелов Г.Е. ,Федин В.Т. Электрические системы и сети. Проектирование: Учеб. пособие для втузов. - 2-е изд., испр. и доп. - Мн., Выш. шк.,1988.- 308 с.: ил.

3.Лычев П.В., Федин В.Т. Электрические системы и сети. Решение практических задач: Учебное пособие для втузов. - Мн.: ДизайнПРО,1997. 192 с.: ил.

4.Поспелов Г.Е. Элементы технико-экономических расчётов систем электропередач. - Мн., Выш. шк.,1967. - 312 с.: ил.

5.Поспелов Г.Е. ,Федин В.Т. Энергетические системы.- Мн., Выш. шк.,1974.- 272 с.: ил.

6.Поспелов Г.Е. ,Федин В.Т. Передача энергии и электропередачи.- Мн.: Адукацыя i выхаванне , 2003. - 544 с.: ил.

7.Электрические системы и сети. Терминология и задачи для решения: Методическое пособие к практическим занятиям./ Под ред. В.Т.Федина.- Мн., БНТУ ,2004.- 96 с.: ил.

8.Идельчик В.И. Электрические системы и сети: Учебник для втузов.- М.: Энергоатомиздат,1989. - 592с.: ил.

9.Примеры анализа и расчетов режимов электропередач, имеющих автоматическое регулирование и управление. / Под ред.: Веникова В.А. - Мн., Выш. шк.,1967.- 297 с.: ил.

Размещено на Allbest.ru