Помощь студентам в учебе
Улучшение характеристик компрессорной станции для оптимизации режима работы газотранспортной системы
|
Реферат 9
Введение 10
1. Краткий обзор основных вопросов диспетчерского управления газотранспортным предприятием 12
1.1 Системы поддержки принятия диспетчерских решений, назначение и
решаемые задачи 12
1.2 СППР на основе программно-вычислительных комплексов «*****» и
«*****» 27
1.3 Перспективы развития СППР 30
2 Основные сведения о системе диспетчерского управления
ООО «*******» 32
2.1. Краткое описание и структура предприятия 32
2.2. Диспетчерское управление. Основные функции и решаемые задачи 34
2.3. Особенности диспетчерского управления при разных режимах работы
газотранспортной системы 38
2.3.1 Режимы работы *****ой газотранспортной системы 38
2.3.2 Реверсивный режим работы ГТС 40
2.3.3 Компрессорные станции. Назначение, структура и роль в
диспетчерском управлении ГТС 41
2.3.4 Особенности режима работы КС «*****» в летний период 44
3 Расчетная часть 48
3.1 Расчетная модель комплекса КМО «*****» 50
3.2 Исходные данные 52
3.3 Гидравлический расчет 55
3.4 Оптимизация режима работы ГТС с помощью КМО «*****» 55
4 Экономическая часть 57
4.1 Прогноз уровня инфляции, роста тарифов на электроэнергию, цен на газ 57
4.2 Расчетный период 58
4.3 Потребность в инвестициях 58
4.4 Показатели экономической эффективности 63
5. Социальная ответственность 65
5.1. Анализ производственных факторов 66
5.2. Анализ опасных производственных факторов 67
5.3. Меры, направленные на устранение опасных факторов 69
5.4. Критерии для классификации взрывоопасных зон 70
5.5.Экологическая безопасность 72
5.6. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 74
5.7 Правовые и организационные формы обеспечения безопасности 78
Заключение 79
Используемые сокращения 81
Список использованной литературы 82
Приложение 1 85
Приложение 2 86
Приложение 3 87
Введение 10
1. Краткий обзор основных вопросов диспетчерского управления газотранспортным предприятием 12
1.1 Системы поддержки принятия диспетчерских решений, назначение и
решаемые задачи 12
1.2 СППР на основе программно-вычислительных комплексов «*****» и
«*****» 27
1.3 Перспективы развития СППР 30
2 Основные сведения о системе диспетчерского управления
ООО «*******» 32
2.1. Краткое описание и структура предприятия 32
2.2. Диспетчерское управление. Основные функции и решаемые задачи 34
2.3. Особенности диспетчерского управления при разных режимах работы
газотранспортной системы 38
2.3.1 Режимы работы *****ой газотранспортной системы 38
2.3.2 Реверсивный режим работы ГТС 40
2.3.3 Компрессорные станции. Назначение, структура и роль в
диспетчерском управлении ГТС 41
2.3.4 Особенности режима работы КС «*****» в летний период 44
3 Расчетная часть 48
3.1 Расчетная модель комплекса КМО «*****» 50
3.2 Исходные данные 52
3.3 Гидравлический расчет 55
3.4 Оптимизация режима работы ГТС с помощью КМО «*****» 55
4 Экономическая часть 57
4.1 Прогноз уровня инфляции, роста тарифов на электроэнергию, цен на газ 57
4.2 Расчетный период 58
4.3 Потребность в инвестициях 58
4.4 Показатели экономической эффективности 63
5. Социальная ответственность 65
5.1. Анализ производственных факторов 66
5.2. Анализ опасных производственных факторов 67
5.3. Меры, направленные на устранение опасных факторов 69
5.4. Критерии для классификации взрывоопасных зон 70
5.5.Экологическая безопасность 72
5.6. Безопасность в чрезвычайных ситуациях 74
5.7 Правовые и организационные формы обеспечения безопасности 78
Заключение 79
Используемые сокращения 81
Список использованной литературы 82
Приложение 1 85
Приложение 2 86
Приложение 3 87
Актуальность темы исследования данной работы обусловлена необходимостью совершенствования оперативно диспетчерского управления. Вектор его развития однозначно указывает на назревшую необходимость внедрения и дальнейшего развития автоматизированных систем диспетчерского управления. Подобные системы в прошлом были востребованы для решения специфических задач, но в связи с повышением требований к оперативности принятия решений, необходимостью получения точных прогнозов работы единой системы газоснабжения (далее - ЕСГ), повышения экономичности процесса транспортировки газа, остро встает вопрос о необходимости использования автоматизированных систем диспетчерского управления (далее - АСДУ), систем поддержки принятия диспетчерских решений (далее - СППР) для все более широких кругов задач.
Основной целью, стоящей перед газовой отраслью, является дальнейшее повышение эффективности оперативно-диспетчерского управления ЕСГ на базе создания комплексно автоматизированных технологических объектов и развития на базе взаимосвязанного комплексов АСДУ, охватывающего все уровни управления ЕСГ и построенного на принципах системного единства и совместимости математического, информационного и технического обеспечения.
Важнейшей задачей, в связи с этим, является внедрение и интенсивное развитие комплекса АСДУ на всех уровнях диспетчерского управления. Качественное функционирование разного рода комплексов немыслимо без многих факторов. Таковыми являются: непрерывный диспетчерский контроль за технологическими процессами газоснабжения; представление технологической информации в реальном масштабе времени;
Улучшение характеристик ГПА КС как способ оптимизации режима работы ГТС.
Введение
представление коммерческой информации о показателях количества и качества газа; дистанционное управление объектами ЕСГ.
Повышение оперативности маневрирования потоками и ресурсами ЕСГ обеспечивается: оперативным планированием режимов работы ЕСГ; оперативным управление потоками газа по данным реального времени; моделированием систем газоснабжения в реальном масштабе времени; непрерывным контролем за реализацией газа, формированием баланса газа по ЕСГ в реальном масштабе времени.
В проекте рассмотрим газотранспортную систему (ГТС), входящую в состав ЕСГ Российской Федерации, иерархию диспетчерского управления газотранспортными системами, принятую в ПАО «Газпром». Также в проекте освещаются особенности диспетчерского управления трансгаз , описываются основные системы помогающие диспетчеру производить моделирование и управлять газотранспортными потоками. Кроме того, рассмотрим перспективу модернизации газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции (КС) путем замены существующей сменной проточной части (СПЧ) центробежного нагнетателя газоперекачивающего агрегата (далее ГПА) на новую с характеристиками, позволяющими оптимизировать режим работы ГТС в целом. Проведем гидравлические расчеты, с использованием программного комплекса, в результате которого можно будет проанализировать эффективность внедрения новой СПЧ на КС , для принятия решений касающихся оптимизации транспорта газа по ГТС.
Основной целью, стоящей перед газовой отраслью, является дальнейшее повышение эффективности оперативно-диспетчерского управления ЕСГ на базе создания комплексно автоматизированных технологических объектов и развития на базе взаимосвязанного комплексов АСДУ, охватывающего все уровни управления ЕСГ и построенного на принципах системного единства и совместимости математического, информационного и технического обеспечения.
Важнейшей задачей, в связи с этим, является внедрение и интенсивное развитие комплекса АСДУ на всех уровнях диспетчерского управления. Качественное функционирование разного рода комплексов немыслимо без многих факторов. Таковыми являются: непрерывный диспетчерский контроль за технологическими процессами газоснабжения; представление технологической информации в реальном масштабе времени;
Улучшение характеристик ГПА КС как способ оптимизации режима работы ГТС.
Введение
представление коммерческой информации о показателях количества и качества газа; дистанционное управление объектами ЕСГ.
Повышение оперативности маневрирования потоками и ресурсами ЕСГ обеспечивается: оперативным планированием режимов работы ЕСГ; оперативным управление потоками газа по данным реального времени; моделированием систем газоснабжения в реальном масштабе времени; непрерывным контролем за реализацией газа, формированием баланса газа по ЕСГ в реальном масштабе времени.
В проекте рассмотрим газотранспортную систему (ГТС), входящую в состав ЕСГ Российской Федерации, иерархию диспетчерского управления газотранспортными системами, принятую в ПАО «Газпром». Также в проекте освещаются особенности диспетчерского управления трансгаз , описываются основные системы помогающие диспетчеру производить моделирование и управлять газотранспортными потоками. Кроме того, рассмотрим перспективу модернизации газоперекачивающих агрегатов компрессорной станции (КС) путем замены существующей сменной проточной части (СПЧ) центробежного нагнетателя газоперекачивающего агрегата (далее ГПА) на новую с характеристиками, позволяющими оптимизировать режим работы ГТС в целом. Проведем гидравлические расчеты, с использованием программного комплекса, в результате которого можно будет проанализировать эффективность внедрения новой СПЧ на КС , для принятия решений касающихся оптимизации транспорта газа по ГТС.
Необходимость развития диспетчерских комплексов управления газотранспортными системами продиктована временем.
С одной стороны - увеличение количества автоматизированных систем управления технологическими процессами добычи и транспорта газа, развитие систем телемеханики, передачи информации в режиме реального времени. С другой - увеличение объема и качества информации передаваемого на верхний уровень управления, возникновение новых диспетчерских задач, связанных с либерализацией рынка газа, появление независимых поставщиков газа, возникновение биржи газа.
Диспетчер должен не только принимать правильные технологические и технические решения, но и оценивать экономические затраты от воплощения этих решений.
Энергосбережение в газовой отрасли выходит на первое место. Для решения задач энергосбережения наиболее быстро внедряемые и быстро окупаемые, менее затратные являются задачи оптимизации режимов работы газотранспортных систем.
Техническое состояние оборудования ЕСГ, проводимые ремонты, реконструкции, модернизации требуют периодической оценки технически возможной пропускной способности и производительности газотранспортных систем. Тем более, что сложившиеся потоки значительно отличаются от некогда принятых проектных решений. Определение существующих «узких» мест и возможностей использования резервов других газотранспортных систем сегодняшние задачи диспетчерского управления.
На протяжении последнего десятилетия разработка и внедрение диспетчерских комплексов управления не направлялось по единому руслу. Образовалось множество разнотипных комплексов, локально работающих на уровне газотранспортных обществ. Разными средствами решаются однотипные задачи.
Таким образом, на основании проведенного исследования можно сделать следующие выводы. Будущее газотранспортных предприятий немыслимо без автоматизированных систем диспетчерского управления. Достойные образцы которых уже присутствуют в арсенале диспетчеров, режимных и расчетных групп диспетчерских служб. Это подтверждено проведенными вычислениями. И основываясь на годах практического использования КМО, могу отметить, что КМО «*****», несмотря на некоторое несовершенство интерфейса, является одним из лучших программных продуктов, которые разработаны на настоящий момент.
Так же в данной работе был проведен детальный анализ коммерческой эффективности проекта реконструкции компрессорной станции путем замены сменной проточной части центробежного нагнетателя, что повлечет за собой снижение затрат топливно-энергетических ресурсов, а соответственно и себестоимости транспорта газа.
Результаты анализа однозначно свидетельствует об инвестиционной привлекательности данного проекта. Срок окупаемости проекта составит 2 года, что является весьма незначительным сроком для проектов подобного уровня.
Стоит отметить еще и тот факт, что реализация проекта обеспечит повышение надежности и гибкости в управлении потоками Единой системы газоснабжения РФ. Это усилит энергетическую безопасность Западно Сибирского региона в части бесперебойных поставок газа потребителям, кроме того будет снижена энергетическая составляющая в себестоимости транспорта газа и при этом увеличена надежность поставок.
С одной стороны - увеличение количества автоматизированных систем управления технологическими процессами добычи и транспорта газа, развитие систем телемеханики, передачи информации в режиме реального времени. С другой - увеличение объема и качества информации передаваемого на верхний уровень управления, возникновение новых диспетчерских задач, связанных с либерализацией рынка газа, появление независимых поставщиков газа, возникновение биржи газа.
Диспетчер должен не только принимать правильные технологические и технические решения, но и оценивать экономические затраты от воплощения этих решений.
Энергосбережение в газовой отрасли выходит на первое место. Для решения задач энергосбережения наиболее быстро внедряемые и быстро окупаемые, менее затратные являются задачи оптимизации режимов работы газотранспортных систем.
Техническое состояние оборудования ЕСГ, проводимые ремонты, реконструкции, модернизации требуют периодической оценки технически возможной пропускной способности и производительности газотранспортных систем. Тем более, что сложившиеся потоки значительно отличаются от некогда принятых проектных решений. Определение существующих «узких» мест и возможностей использования резервов других газотранспортных систем сегодняшние задачи диспетчерского управления.
На протяжении последнего десятилетия разработка и внедрение диспетчерских комплексов управления не направлялось по единому руслу. Образовалось множество разнотипных комплексов, локально работающих на уровне газотранспортных обществ. Разными средствами решаются однотипные задачи.
Таким образом, на основании проведенного исследования можно сделать следующие выводы. Будущее газотранспортных предприятий немыслимо без автоматизированных систем диспетчерского управления. Достойные образцы которых уже присутствуют в арсенале диспетчеров, режимных и расчетных групп диспетчерских служб. Это подтверждено проведенными вычислениями. И основываясь на годах практического использования КМО, могу отметить, что КМО «*****», несмотря на некоторое несовершенство интерфейса, является одним из лучших программных продуктов, которые разработаны на настоящий момент.
Так же в данной работе был проведен детальный анализ коммерческой эффективности проекта реконструкции компрессорной станции путем замены сменной проточной части центробежного нагнетателя, что повлечет за собой снижение затрат топливно-энергетических ресурсов, а соответственно и себестоимости транспорта газа.
Результаты анализа однозначно свидетельствует об инвестиционной привлекательности данного проекта. Срок окупаемости проекта составит 2 года, что является весьма незначительным сроком для проектов подобного уровня.
Стоит отметить еще и тот факт, что реализация проекта обеспечит повышение надежности и гибкости в управлении потоками Единой системы газоснабжения РФ. Это усилит энергетическую безопасность Западно Сибирского региона в части бесперебойных поставок газа потребителям, кроме того будет снижена энергетическая составляющая в себестоимости транспорта газа и при этом увеличена надежность поставок.