RU2381386C2 - Способ оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов и устройство для этого - Google Patents
Способ оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов и устройство для этого Download PDFInfo
- Publication number
- RU2381386C2 RU2381386C2 RU2007133792/06A RU2007133792A RU2381386C2 RU 2381386 C2 RU2381386 C2 RU 2381386C2 RU 2007133792/06 A RU2007133792/06 A RU 2007133792/06A RU 2007133792 A RU2007133792 A RU 2007133792A RU 2381386 C2 RU2381386 C2 RU 2381386C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- compressor
- station
- units
- optimum
- compressor units
- Prior art date
Links
Images
Classifications
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F04—POSITIVE - DISPLACEMENT MACHINES FOR LIQUIDS; PUMPS FOR LIQUIDS OR ELASTIC FLUIDS
- F04D—NON-POSITIVE-DISPLACEMENT PUMPS
- F04D27/00—Control, e.g. regulation, of pumps, pumping installations or pumping systems specially adapted for elastic fluids
- F04D27/02—Surge control
- F04D27/0269—Surge control by changing flow path between different stages or between a plurality of compressors; load distribution between compressors
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Pumps (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
- Control Of Positive-Displacement Air Blowers (AREA)
- Separation By Low-Temperature Treatments (AREA)
- Compressor (AREA)
- Applications Or Details Of Rotary Compressors (AREA)
- Control Of Multiple Motors (AREA)
Abstract
Изобретение относится к способу управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и/или отключаемыми компрессорными агрегатами (i=1, …, N), с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов и управляющим устройством для этого. Для дальнейшей оптимизации потребления энергии (EG) для эксплуатации множества компрессорных агрегатов (i=1, …, N) компрессорной станции указывают способ и устройство, которые вычисляют новую схемную конфигурацию (Si, t) и автоматически устанавливают схемную конфигурацию (Si, t) через управляющее устройство. Такой способ и такое устройство позволят обеспечить оптимизацию потребления энергии для эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции. 3 н. и 23 з.п. ф-лы, 4 ил.
Description
Изобретение относится к способу управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и/или отключаемыми компрессорными агрегатами, с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов и с управляющим устройством.
Далее, изобретение относится к управляющему устройству для управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и/или отключаемыми компрессорными агрегатами и с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов.
Компрессорные станции, например компрессорные станции природного газа для транспортировки газа и/или хранения газа, являются существенными в смысле национального и международного энергоснабжения устройствами. Система для транспортировки газа состоит из множества компрессорных станций, которые соответственно могут составляться из множества компрессорных агрегатов. Компрессорным агрегатам здесь предстоит задача подведения к транспортируемой среде достаточного количества механической энергии, чтобы компенсировать потери на трение и обеспечить требуемые рабочие давления или, соответственно, потоки. Компрессорные агрегаты имеют часто очень различные приводы и рабочие колеса, так как они рассчитаны, например, на работу в режиме базовой нагрузки или в режиме пиковой нагрузки. Компрессорный агрегат содержит, например, по крайней мере один привод и по крайней мере один компрессор.
Автоматизации станции придается большое значение, в частности, для оптимального относительно расходов режима работы. Способность автоматизации станции вести процесс и оптимизировать компрессорную станцию в пределах производственных необходимостей предоставляет решающие экономические преимущества.
Часто компрессоры компрессорной станции приводятся в действие через турбины, которые покрывают свою потребность в топливе непосредственно из магистрального газопровода. Альтернативно компрессоры приводятся в действие через электрические двигатели. Оптимальный относительно расходов режим работы означает минимизацию потребления энергии турбин или, соответственно, электрических приводов при заданной степени сжатия, производительности компрессоров, мощности подачи и/или при заданном объемном потоке.
Полезная рабочая область компрессоров ограничена отрицательными воздействиями внутренних гидродинамических процессов. Отсюда получаются границы эксплуатации, как, например, температурное ограничение, превышение локальной скорости звука (скачок уплотнения, граница ослабления), циркуляционный срыв потока на рабочем колесе или граница помпажа.
Автоматизация компрессорной станции имеет первично задачу реализовать предписанные центральным диспетчерским управлением заданные значения, как выборочно поток через станцию или конечное давление на выходной стороне в качестве действительных значений. При этом не должны превышаться предписанные граничные значения для давлений всасывания на входной стороне, конечных давлений на выходной стороне и конечной температуры на выходе станции.
Из WO 03/036096 А1 известен способ для оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа. В этом способе после запуска второго или, соответственно, следующего компрессорного агрегата частоты вращения работающих компрессорных агрегатов ведут в жестком соотношении частот вращения относительно запомненных для каждого компрессорного агрегата данных семейств характеристик. Для реализации первого снижения потребления энергии после запуска дополнительного компрессора изменяют посредством процентноравной перестановки количества протекающего вещества частоты вращения всех находящихся в эксплуатации агрегатов до тех пор, пока, если возможно, будут закрыты все клапаны защиты от помпажа компрессорной станции. Только после того как все клапаны защиты от помпажа являются закрытыми, сдвигают рабочие точки компрессорных агрегатов в их семействах характеристик насколько можно близко к характеристике максимального коэффициента полезного действия.
Согласно ЕР 0769624 В1 известен способ для выравнивания нагрузки между нескольким компрессорами и для манипулирования эффективной мощности компрессоров, чтобы сохранить заданную зависимость между всеми компрессорами, если рабочие точки всех компрессоров удалены от границы помпажа больше чем на указанное значение.
Из ЕР 0576238 В1 известны способ и устройство для распределения нагрузки. С компрессором, определенным в качестве ведущего компрессора, формируют сигнал регулирования, который используют в качестве опорной величины для не являющихся ведущими компрессоров.
Вышеописанные способы еще не могут удовлетворительным образом снизить потребление энергии всей компрессорной станции.
В основе изобретения лежит задача предоставить в распоряжение такие способ и управляющее устройство для управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и отключаемыми компрессорными агрегатами с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов, с помощью которых обеспечивается дальнейшая оптимизация потребления энергии для эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции.
Эта задача решается согласно изобретению за счет того, что при задании новых заданных значений или изменении актуального состояния компрессорной станции посредством расчета оптимума из актуальной схемной конфигурации компрессорных агрегатов относительно оптимированной общей потребности в энергии компрессорной станции вычисляют новую схемную конфигурацию и что новую схемную конфигурацию устанавливают автоматически через управляющее устройство.
Достоинством изобретения является то, что при оптимизации всех имеющихся в распоряжении на соответствующей компрессорной станции или готовых к эксплуатации компрессорных агрегатов можно исходить независимо от их соответствующего рабочего или коммутационного состояния. В частности, изобретение позволяет - в противоположность к известным управлениям для компрессорных станций - в качестве результата оптимизации автоматическое подключение бездействующего до этого компрессорного агрегата или полное отключение компрессорного агрегата.
Автоматически обозначает при этом, в частности, "онлайн", то есть автоматически может, например, означать, что применяется схемная конфигурация без выполняемого вручную участия обслуживающего персонала компрессорной станции, предпочтительно в режиме реального времени. Реальное время означает, что результат вычисления гарантированно имеется в течение определенного промежутка времени, то есть до того, как достигнут определенный временной предел. При этом расчет оптимума можно производить на отдельной вычислительной машине, которая автоматически передает свои данные вычислений дальше на управляющее устройство.
Изобретение отходит от известного последовательного замысла, то есть после запуска заданного снаружи дополнительного агрегата сначала закрывать клапаны защиты от помпажа и затем оптимизировать рабочие точки компрессорных агрегатов относительно их коэффициентов полезного действия. Согласно изобретению предпочтительно во время каждого расчета оптимума рассматривают всю компрессорную станцию и вычисляют схемную конфигурацию компрессорной станции, то есть задание коммутационного состояния отдельных компрессорных агрегатов. Закрывание клапана или всех клапанов защиты от помпажа можно обеспечивать при оптимизации за счет минимального потока через компрессорные агрегаты. Также первоначальный пуск компрессорной станции можно производить уже с оптимизированной относительно общей потребности в энергии схемной конфигурацией.
Под предпочтительно электрически манипулируемой схемной конфигурацией понимают множество соответствующих коммутационных состояний отдельных компрессорных агрегатов. Схемная конфигурация представлена коммутационными состояниями "0" для Выключено или "1" для Включено, которые отложены в виде битов, например, в целочисленной переменной.
Под процессом переключения понимают переход из одного, в частности, электрического коммутационного состояния в другое.
Предпочтительным образом прогноз определяют посредством расчета оптимума для по крайней мере одного момента, предпочтительно, нескольких будущих моментов времени. Так как способ допускает прогнозы вплоть до данного момента времени, возможно применять знания о нормальном режиме работы станции, то есть, например, обычную нагрузочную кривую, чтобы минимизировать частоту переключения компрессорных агрегатов.
Целесообразным является, что оценивают специфичные для компрессорных агрегатов наборы данных и/или специфичные для компрессорных агрегатов семейства характеристик и для отдельных компрессорных агрегатов определяют рабочие точки, которые зависят от заданных или, соответственно, измененных значений потока массы и удельной работы подачи, причем рабочие точки настраивают таким образом, что общая потребность в энергии компрессорной станции оптимируется.
Предпочтительно наборы данных и/или семейства характеристик задают в виде функции потока массы и удельной работы подачи отдельных компрессорных агрегатов.
Предпочтительно при расчете оптимума дополнительно к схемной конфигурации вычисляют и, при необходимости, изменяют распределение нагрузки, то есть соотношение частот вращения между компрессорными агрегатами.
Следующее существенное преимущество заключается в том, что дополнительные условия к оптимизации, как, например, не нарушать границу помпажа, можно учитывать уже при оптимальном относительно коэффициента полезного действия вычислении заданных значений частот вращения для отдельных компрессорных станций.
Целесообразным является, что расчет оптимума с циклом регулирования выполняют, в частности, с автоматическим срабатыванием.
Предпочтительно в качестве выходных величин расчета оптимума с каждым циклом регулирования предоставляют в распоряжение для управляющего устройства заданные значения частоты вращения и/или новую схемную конфигурацию.
Целесообразным является, что на время цикла регулирования, который, в частности, является кратным времени цикла регулирования управляющего устройства, поддерживают постоянными заданные значения частоты вращения и/или схемную конфигурацию.
В особой форме выполнения изобретения заданные значения частоты вращения масштабируют с общим коэффициентом и используют в качестве заданного значения для регулятора компрессорного агрегата.
Дальнейшее повышение эффективности эксплуатации станции достигают таким образом, что управляющее устройство с новой схемной конфигурацией уже перед окончанием цикла регулирования вызывает фазу нагрева для более позднего подключения компрессорного агрегата, находящегося до этого в бездействии.
В особой форме выполнения изобретения с окончанием фазы нагрева управляющему устройству сообщают о готовности нагрузки для следующего цикла регулирования. Если, например, частота вращения запускаемого компрессорного агрегата с концом фазы нагрева является достаточно высокой и фаза нагрева турбины закончена, устанавливается сигнал "готов к нагрузке". Это означает, что компрессорный агрегат участвует в способе распределения нагрузки и в расчете оптимума для самого благоприятного распределения нагрузки между находящимися в эксплуатации агрегатами.
В следующей предпочтительной форме выполнения в качестве входа для расчета оптимума оценивают:
- модель отдельных компрессорных агрегатов, и/или
- библиотеку моделей всей компрессорной станции,
и/или
- актуальную удельную работу подачи отдельных компрессорных агрегатов, и/или
- актуальную удельную работу подачи компрессорной станции, и/или
- актуальный поток массы через отдельный компрессорный агрегат, в частности через отдельный компрессор, и/или
- актуальный поток массы через компрессорную станцию, и/или
- актуальную схемную конфигурацию, и/или
- давление всасывания на входной стороне компрессорной станции, и/или
- давление всасывания на входной стороне отдельного компрессорного агрегата, и/или
- конечное давление на выходной стороне компрессорной станции, и/или
- конечное давление на выходной стороне отдельного компрессорного агрегата, и/или
- температуру на выходной стороне компрессорной станции, и/или
- температуру на входной стороне компрессорной станции, и/или
- температуру на выходной стороне отдельных компрессорных агрегатов, и/или
- температуру на входной стороне отдельных компрессорных агрегатов, и/или
- актуальные частоты вращения отдельных компрессорных агрегатов.
Целесообразно, расчет оптимума по принципу регулирования с предсказанием на модели посредством прогнозирующих вычислений минимизирует общую потребность в энергии, ожидаемую к более позднему моменту времени.
В дальнейшей предпочтительной форме выполнения при расчете оптимума учитывают потребление энергии процесса переключения.
Целесообразно, потребление энергии процесса переключения вычисляют из наборов данных и/или семейств характеристик компрессорных агрегатов. Знание о долевом потреблении энергии для процесса переключения позволяет более точное определение минимального общего потребления энергии компрессорной станции.
Предпочтительным вариантом изобретения является, что удельную работу подачи компрессорной станции для продолжительности цикла регулирования принимают постоянной, в частности, при параллельном включении компрессорных агрегатов.
Альтернативным предпочтительным вариантом изобретения является, что поток массы компрессорной станции для цикла регулирования принимают постоянным, в частности, при последовательном включении компрессорных агрегатов.
Целесообразно, активный компрессорный агрегат эксплуатируют по крайней мере с задаваемым или заданным минимальным потоком.
Предпочтительным образом расчет оптимума выполняют посредством алгоритма метода ветвей и границ.
В дальнейшем предпочтительном выполнении границу для алгоритма метода ветвей и границ определяют за счет решения релаксированной проблемы с помощью последовательного квадратичного программирования.
Дальнейшее повышение эффективности способа вычисления достигают за счет того, что расчет оптимума решает частные проблемы посредством динамического программирования, в частности, при последовательном включении.
Относящаяся к устройству задача решается относительно управляющего устройства названного выше вида за счет модуля оптимизации, которым при задании новых заданных значений или изменении актуального состояния компрессорной станции посредством расчета оптимума из актуальной схемной конфигурации компрессорных агрегатов относительно оптимированной общей потребности в энергии компрессорной станции является вычисляемая новая схемная конфигурация, и за счет исполнительного модуля, которым является автоматически устанавливаемая новая схемная конфигурация.
Модуль оптимизации для оптимизации потребления энергии выполнен, в частности, для того, чтобы в комбинации с управляющим устройством и/или с центральным диспетчерским управлением распределять заданную общую нагрузку на отдельные компрессорные агрегаты так, что заданные значения станции реализуются при возможно малом потреблении энергии, то есть с максимальным общим коэффициентом полезного действия. Это, например, охватывает как решение, какие компрессорные агрегаты включают активно и какие отключают, так и задание того, какой вклад должен вносить каждый из активных агрегатов в общую производительность, то есть задание распределения нагрузки.
В особой форме выполнения изобретения модуль оптимизации расположен на пространственном удалении, в частности, несколько км относительно управляющего устройства.
Согласно целесообразной форме выполнения модуль оптимизации выполнен с возможностью учета потребления энергии процесса переключения.
Следующая форма выполнения предусматривает, что модуль оптимизации выполнен с возможностью расчета оптимума для множества управляющих устройств множества компрессорных станций.
К изобретению относится также компьютерный программный продукт, содержащий программное обеспечение для осуществления способа по любому из пунктов 1-21. С допускающим автоматическое считывание машиной программным кодом на носителе данных вычислительные машины могут быть предпочтительно оборудованы до модуля оптимизации.
В последующем изобретение поясняется более подробно с помощью примера выполнения, причем на чертежах показаны:
фиг.1 - блок-схема способа для оптимизации эксплуатации компрессорной станции,
фиг.2 - специфичное для компрессора семейство характеристик компрессорного агрегата,
фиг.3 - управляющее устройство для управления компрессорной станции и
фиг.4 - диаграмма последовательности операций способа.
Поведение отдельного компрессорного агрегата 3, 4, 5 моделируют семейством характеристик 20, семейство характеристик 20 описывает его коэффициент полезного действия и его частоту вращения в качестве функции его рабочей точки 22. Рабочая точка 22 описывается посредством переменной состояния 
которая описывает поток массы через компрессорный агрегат, и определяемой уравнением 1 удельной работой подачи:
причем
R - удельная газовая постоянная,
к - изентропическая экспонента,
Z - реальный газовый фактор,
сЕ, сА - скорость на входе или, соответственно, выходе компрессорного агрегата,
zA, zE - разность высот,
рЕ - давление всасывания,
рА - конечное давление и
ТЕ - входная температура.
Семейства характеристик 20 не предоставляются в распоряжение в виде закрытой формулы. Из измерения определяют характеристику подачи 21 и характеристику коэффициента полезного действия 23. При постоянной частоте вращения определяют зависимость от работы подачи и коэффициента полезного действия ηi объемного потока 
или потока массы 
в опорных точках.
Для моделирования поведения компрессорного агрегата 3, 4, 5 дополнительно должны сниматься в зависимости от частоты вращения эксплуатационные границы, как, например, 1 граница помпажа 36, которые обусловлены появлением определенных гидродинамических явлений в компрессоре. Из этих опорных точек и соответствующих значений для различных частот вращения с помощью подходящих подходов, как, например, кусочной полиноминальной интерполяции или В-сплайна, могут быть построены семейства характеристик 20 в виде функции от потока массы 
и удельной работы подачи yi и их область определения.
При последовательно включенных компрессорных агрегатах 3, 4, 5 вся работа подачи распределяется энергооптимально на отдельные компрессорные агрегаты 3, 4, 5, причем поток массы через компрессоры предполагается равным. Для формулирования проблемы минимизации, в частности, при последовательном включении справедливо уравнение 2:
Для применения математического программирования уравнение 3 рассматривается как дополнительное условие уравнения:
- последовательное включение результируется в том, что сумма удельных работ подачи компрессоров в любое время должна быть равной работе подачи станции:
При параллельно включенных компрессорах общий поток должен распределяться на отдельные компрессорные агрегаты 3, 4, 5, причем удельная работа подачи компрессорной станции для цикла оптимизации R устанавливается как данная. Для формулирования проблемы минимизации, в частности, при последовательном включении справедливо уравнение 4:
Для применения математического программирования уравнение 5 рассматривается как дополнительное условие уравнения:
- в случае параллельного включения сумма отдельных потоков в каждый момент времени должна быть равной требуемому общему потоку:
Так как следует минимизировать общее потребление энергии, проблема минимизации получается как сумма потребления всех компрессорных агрегатов 3, 4, 5.
Следующий терм аддитивно связан с проблемой минимизации, которая представляет собой целевую функцию. Расходы на переключение, то есть потребление энергии одного процесса переключения, за счет этого учитываются. При данном давлении всасывания pS, конечном давлении рЕ, температуре Т и потоке массы 
из семейств характеристик можно вычислить долевое потребление энергии для процесса переключения компрессорного агрегата 3, 4, 5.
При оптимизации целевой функции соблюдают следующие дополнительные условия неравенства:
- активный компрессорный агрегат, чтобы не нарушать границу помпажа, должен поддерживать минимальный поток, в частности минимальный поток массы 
. Этот минимальный поток является зависимым от мгновенной работы подачи компрессорной станции. Точно так же поток массы должен оставаться ниже макмимально допустимого значения 
- полностью аналогично потоку массы в случае последовательно включенных компрессоров справедливы верхняя и нижняя границы для удельной работы подачи 
и 
Обслуживание компрессорных станций с параллельно и последовательно включенными агрегатами реализуется унифицированно и не требует никаких полностью различных формулировок проблемы минимизации. Решение результируется непосредственно из математической формулировки в виде проблемы оптимизации.
Фиг.1 показывает блок-схему способа для оптимизации эксплуатации компрессорной станции. Компрессорная станция представлена сильно схематизированно с тремя компрессорными агрегатами 3, 4 и 5. Для соединения компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 принимают параллельную схему включения. Компрессорные агрегаты 3, 4 и 5 управляют и регулируют через управляющее устройство 10. Управляющее устройство 10 содержит регулирование управляющего устройства 12, первый регулятор компрессорного агрегата 13, второй регулятор компрессорного агрегата 14 и третий регулятор компрессорного агрегата 15. Модуль оптимизации 11 находится в двунаправленном соединении с управляющим устройством 10. С помощью модуля оптимизации 11 решают нелинейную смешанно-целочисленную проблему оптимизации. Математическая формулировка проблемы оптимизации реализована в модуле оптимизации 11. При применении Ур.4 с количеством N=3 компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 и рядом входных величин 33 модуль оптимизации 11 относительно оптимизированного общего потребления энергии предоставляет в распоряжение оптимированные выходные величины 32 регулирования управляющего устройства 12. Входные величины 33 составляют из библиотеки моделей 26 с моделью 24а, 24b, 24с для каждого компрессорного агрегата 3, 4 и 5 и параметров процесса компрессорной станции.
Через действительные значения 30 и заданные значения 31 регулирование управляющего устройства 12 снабжается:
- актуальной температурой Tg,A на выходной стороне компрессорной станции,
- актуальной температурой Tg,Е на входной стороне компрессорной станции,
- актуальным конечным давлением pg,A на выходной стороне компрессорной станции,
- актуальным давлением всасывания pg,E на входной стороне компрессорной станции,
- актуальным объемным потоком 
для I=1…3 с актуальной температурой для входа Ti,E и выхода компрессорного агрегата Ti,А,
- актуальным давлением pi,E и pi,A
отдельных компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 в качестве действительных значений 30.
Заданные значения или, соответственно, граничные значения 31 для регулирования управляющего устройства 12 составляются из максимальной температуры Tg,Amax, давления 
и объемного потока 
на выходной стороне компрессорной станции, а также максимального давления всасывания 
или соответственно, pgA(max) на входной стороне или, соответственно, выходной стороне компрессорной станции.
Действительными значениями 30 в качестве параметров процесса и основным уравнением Ур.1 пополняют входные величины 33 для модуля оптимизации 11.
В модуле оптимизации 11 рассчитывают минимальную общую потребность в энергии. Для параллельно расположенных компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 проблему минимизации решают посредством алгоритма метода ветвей и границ (L.A.Wolsey. Integer programming. John Wiley & Sons, Нью-Йорк, 1998), который обегает дискретные переменные в двоичном дереве. Для того чтобы было не обязательно нужно анализировать все ветви двоичного дерева поиска, нижнюю границу G для минимума определяют путем решения релаксационной проблемы посредством последовательного квадратичного программирования (Р.Е.Gill, W.Murray, М.Н.Wright. Practical Optimization. Academic Press, Лондон, 1995).
В модуле оптимизации 11 далее реализованы специальные классы проблем и согласованные формулировки проблем, а также эффективные алгоритмы, как их можно найти в следующей литературе:
Т.Jenicek, J.Kralik. Optimized Control of Generalized Compressor Station;
S.Wright, M.Somani, C.Ditzel. Compressor Station Optimization. Pipeline Simulation Interest Group, Denver, Colorado, 1998;
К.Ehrhardt, M.C.Steinbach. Nonlinear Optimization in Gas Networks. ZIB-Report 03-46, Берлин, 2003, и
R.G.Carter. Compressor Station Optimization: Computational Accuracy and Speed. 1996.
Исходя из непрерывного режима работы компрессорной станции рабочие точки 22 в семействах характеристик 20, см. фиг.2, компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 поддерживают в их оптимальной области.
При изменении объемного потока 
компрессорной станции посредством расчета оптимума в модуле оптимизации 11 из актуальной схемной конфигурации Si,t-1 компрессорных агрегатов 3, 4 и 5 относительно оптимированной общей потребности в энергии компрессорной станции вычисляют новую схемную конфигурацию Si,t.
Уменьшение объемного потока 
компрессорной станции наполовину имеет следствием результат расчета оптимума, который задает следующую новую схемную конфигурацию: компрессорный агрегат 5 выводят из эксплуатации за счет задания S5,t=0. Так как необходимый объемный поток компрессорной станции теперь может достигаться с двумя из трех компрессорных агрегатов, компрессорный агрегат 5 является деактивированным. Все находящиеся в эксплуатации компрессорные агрегаты 3 и 4 непрерывно работают до тех пор, пока изменение объемного потока или отклонение от заданных значении снова имеет результатом расчет оптимума с измененной схемной конфигурацией. Непрерывный режим работы означает, что находящиеся в работе компрессорные агрегаты эксплуатируют с оптимальным распределением нагрузки и с оптимизированной установкой их рабочих точек 22 в семействах характеристик 20. Выходные величины 32 модуля оптимизации 11 содержат тем самым наряду с мгновенно устанавливаемыми коммутационными состояниями компрессорных агрегатов также задание заданного значения частоты вращения λi для отдельных компрессорных агрегатов 3, 4 и 5.
Подчиненным регулированием станции, которое происходит циклически выше, чем оптимизация, заданные значения частоты вращения λi перед тем, как они передаются на регуляторы компрессорных агрегатов, масштабируют с общим коэффициентом α, чтобы подрегулировать заданные значения. Расчет оптимума производят с автоматическим срабатыванием с циклом регулирования R в модуле оптимизации 11. При расчете оптимума таким образом циклически наряду с вычислением возможной схемной конфигурации Si,t циклически выводят распределение нагрузки между компрессорными агрегатами, то есть оптимальные относительно коэффициента полезного действия заданные значения частоты вращения λi для отдельных компрессорных агрегатов 3, 4 и 5. На продолжительности цикла регулирования R заданные значения частоты вращения λi и схемную конфигурацию Si,t-1 поддерживают постоянными. Если теперь объемный поток 
всей станции вследствие изменений нагрузки удваивается, то расчет оптимума со следующим циклом регулирования R будет задавать новую схемную конфигурацию Si,t, новое распределение нагрузки и новое положение оптимальных относительно коэффициента полезного действия рабочих точек 22.
Новая схемная конфигурация теперь означает эксплуатацию трех из трех компрессорных агрегатов. Так как результат расчета оптимума известен еще до конца цикла регулирования, для третьего подлежащего запуску компрессорного агрегата 5 стартуют фазу нагрева. С окончанием цикла регулирования R предоставляют в распоряжение новые значения управляющему устройству 10 и, в частности, регуляторам компрессорных агрегатов 13, 14, 15. Подготовленный перед этим в фазе нагрева компрессорный агрегат 5 теперь можно плавно подключать для нового цикла регулирования R и снова иметь оптимальное потребление энергии для требуемой мощности подачи или требуемого объемного потока 
Фиг.2 показывает специфичное для компрессора семейство характеристик 20 компрессорного агрегата 3. Семейство характеристик 20 показывает зависящие от частоты вращения характеристики подачи 21 и характеристики коэффициента полезного действия 23 компрессора в зависимости от нанесенного на оси х объемного потока 
на входе компрессора и нанесенной на оси у удельной работы подачи у3 компрессора (
, δ = плотность).
Дополнительно нанесена граница помпажа 36. Оптимальные относительно коэффициента полезного действия рабочие точки 22 лежат вблизи границы помпажа 36 на характеристике коэффициента полезного действия 23 с высоким коэффициентом полезного действия η3,max. Для способа, описанного Фиг.1, семейства характеристик 20 заданы в виде математической функции от потока массы (или объемного потока) и удельной работы подачи отдельных компрессорных агрегатов. Математическая формулировка семейства характеристик 20 в виде вычислительной функции является составной частью модуля оптимизации 11 или, соответственно, расчета оптимума.
Фиг.3 показывает управляющее устройство 10 для управления компрессорной станцией 1. Определенные модулем оптимизации 11 оптимальные заданные значения частоты вращения λi и новую схемную конфигурацию Si,t устанавливают и/или регулируют во взаимодействии с управляющим устройством 10 через исполнительный модуль S на компрессорных агрегатах 3, 4 и 5.
В качестве регулируемых величин для регулирования управляющего устройства 10 применяют, в частности, те величины из потока, давления всасывания, конечного давления и конечной температуры, которые имеют минимальное положительное отклонение. Регулирование управляющего устройства 10 дает на выходе вместе с модулем оптимизации заданные значения для отдельных регуляторов компрессорных агрегатов 13, 14, 15 см. фиг.2.
Фиг.4 показывает диаграмму последовательности операций способа 40, 42, 44 и 46. Способ оптимизации циклически запускают, исходя из первой операции способа 40. Второй операцией способа 42 определяют актуальное состояние компрессорной станции 1. Для этого опрашивают следующие значения: действительные значения 30, заданные значения 31, граничные значения и краевые условия 37 и модели 24а, 24b и 24с из библиотеки моделей 26. Дополнительно согласно изобретению определяют актуальное коммутационное состояние Si,t-1 компрессорной станции 1. Третья операция способа 44 представляет собой пункт принятия решений. Третьей операцией способа 44 принимают решение произвести в четвертой операции способа расчет оптимума 46 или закончить способ 48. На основе имеющихся действительных значений 30 и заданных значений 31 можно принять решение, является ли необходимым расчет оптимума. Для случая, что третья операция способа дает положительное решение Y, способ продолжают четвертой операцией способа 46. В четвертой операции способа 46 решают смешанно-целочисленную проблему оптимизации. Входными величинами для четвертой операции способа 46 являются опять-таки действительные значения 30, заданные значения 31, граничные значения и краевые условия 37 и модели из библиотеки моделей 26. В качестве результата четвертой операции способа 46 выдают заданные значения частоты вращения λi и новые коммутационные состояния Si,t. Способ является законченным 48. С циклическим запуском из первой операции способа 40 способ выполняется снова.
Claims (26)
1. Способ управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и отключаемыми компрессорными агрегатами с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов и с управляющим устройством, отличающийся тем, что при задании новых заданных значений или изменении актуального состояния компрессорной станции (1) посредством расчета оптимума из актуальной схемной конфигурации (Si,t-i) компрессорных агрегатов (i=1, …, N) относительно оптимизированной общей потребности в энергии (EG) компрессорной станции (1) вычисляют новую схемную конфигурацию (Si,t) и новую схемную конфигурацию (Si,t) автоматически устанавливают через управляющее устройство (10).
2. Способ по п.1, отличающийся тем, что прогноз определяют посредством расчета оптимума для по крайней мере одного будущего момента времени, предпочтительно, множества будущих моментов времени (t).
3. Способ по п.1 или 2, отличающийся тем, что оценивают специфичные для компрессорных агрегатов наборы данных и/или специфичные для компрессорных агрегатов семейства характеристик (20) и для отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N) определяют рабочие точки (22), которые зависят от заданных или, соответственно, измененных значений потока массы 
и удельной работы подачи (у), причем рабочие точки (22) устанавливают таким образом, что оптимизируется общая потребность в энергии (EG) компрессорной станции (1).
4. Способ по п.3, отличающийся тем, что наборы данных и/или семейства характеристик (20) даны в виде функции потока массы (mi) или соответствующего объемного потока 
и удельной работы подачи (λi) отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N).
5. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расчете оптимума дополнительно к схемной конфигурации (Si,t) вычисляют и, при необходимости, изменяют распределение нагрузки между компрессорными агрегатами (i=1, …, N).
6. Способ по п.1, отличающийся тем, что расчет оптимума выполняют с циклом регулирования (R), в частности, с автоматическим срабатыванием.
7. Способ по п.6, при котором в качестве выходных величин (32) расчета оптимума с каждым циклом регулирования (R) в распоряжение предоставляют заданные значения частоты вращения (λi) и/или новую схемную конфигурацию (Si,t) для управляющего устройства.
8. Способ по п.7, отличающийся тем, что на продолжительность цикла регулирования (R), который, в частности, является кратным времени цикла (Z) регулирования (12) управляющего устройства (10), поддерживают постоянными заданные значения частоты вращения (λi) и/или схемную конфигурацию (Si,t).
9. Способ по любому из пп.7 или 8, при котором заданные значения частоты вращения (λi) скалируют с общим коэффициентом (α) и используют в качестве заданного значения для регулятора компрессорного агрегата (13, 14, 15).
10. Способ по любому из пп.6-8, при котором управляющее устройство (10) с новой схемной конфигурацией (Si,t=1) уже перед окончанием цикла регулирования (R) вызывает фазу нагрева компрессорных агрегатов (i=1, …, N) для более позднего подключения находящегося до этого в бездействии компрессорного агрегата (Si,t-1=0).
11. Способ по п.10, отличающийся тем, что с окончанием фазы нагрева управляющему устройству (10) сообщают о готовности нагрузки для следующего цикла регулирования (R).
12. Способ по п.1, при котором в качестве входа (23) для расчета оптимума оценивают
модель (24) отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
библиотеку моделей (26) всей компрессорной станции (1), и/или
актуальную удельную работу подачи (yi,t-1) отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
актуальную удельную работу подачи (yg,t-1) компрессорной станции (1), и/или
актуальный поток массы (mi,t-1) через отдельный компрессорный агрегат (i=1, …, N), в частности, через отдельный компрессор, и/или
актуальный поток массы (mg,t-1) через компрессорную станцию (1), и/или
актуальную схемную конфигурацию (Si,t-1), и/или
давление всасывания (pg,E) на входной стороне (Е) компрессорной станции (1), и/или
давление всасывания (pi,Е) на входной стороне отдельного компрессорного агрегата, и/или
конечное давление (pg,A) на выходной стороне (А) компрессорной станции (1), и/или
конечное давление (pi,A) на выходной стороне отдельного компрессорного агрегата (i=1, …, N), и/или
температуру (Tg,A) на выходной стороне (А) компрессорной станции (1), и/или
температуру (Tg,E) на входной стороне (Е) компрессорной станции (1), и/или
температуру (Ti,A) на выходной стороне отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
температуру (Ti,E) на входной стороне отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
актуальные частоты вращения компрессорных агрегатов.
модель (24) отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
библиотеку моделей (26) всей компрессорной станции (1), и/или
актуальную удельную работу подачи (yi,t-1) отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
актуальную удельную работу подачи (yg,t-1) компрессорной станции (1), и/или
актуальный поток массы (mi,t-1) через отдельный компрессорный агрегат (i=1, …, N), в частности, через отдельный компрессор, и/или
актуальный поток массы (mg,t-1) через компрессорную станцию (1), и/или
актуальную схемную конфигурацию (Si,t-1), и/или
давление всасывания (pg,E) на входной стороне (Е) компрессорной станции (1), и/или
давление всасывания (pi,Е) на входной стороне отдельного компрессорного агрегата, и/или
конечное давление (pg,A) на выходной стороне (А) компрессорной станции (1), и/или
конечное давление (pi,A) на выходной стороне отдельного компрессорного агрегата (i=1, …, N), и/или
температуру (Tg,A) на выходной стороне (А) компрессорной станции (1), и/или
температуру (Tg,E) на входной стороне (Е) компрессорной станции (1), и/или
температуру (Ti,A) на выходной стороне отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
температуру (Ti,E) на входной стороне отдельных компрессорных агрегатов (i=1, …, N), и/или
актуальные частоты вращения компрессорных агрегатов.
13. Способ по п.1, при котором расчет оптимума по принципу регулирования с предсказанием на модели посредством прогнозирующих вычислений минимизирует ожидаемую к более позднему моменту времени (t) общую потребность в энергии.
14. Способ по п.1, отличающийся тем, что при расчете оптимума учитывают потребление энергии (Es) процесса переключения.
15. Способ по п.14, отличающийся тем, что потребление энергии (Es) процесса переключения вычисляют из наборов данных и/или семейств характеристик (20) компрессорных агрегатов (i=1, …, N).
16. Способ по любому из пп.6-8, отличающийся тем, что удельную работу подачи (yg) компрессорной станции (1) для продолжительности цикла регулирования (R) принимают постоянной, в частности, при параллельном включении компрессорных агрегатов (i=1, …, N).
17. Способ по любому из пп.6-8, отличающийся тем, что поток массы 
компрессорной станции (1) для цикла регулирования (R) принимают постоянным, в частности, при последовательном включении компрессорных агрегатов (i=1, …, N).
18. Способ по п.1, при котором активный компрессорный агрегат (Si=1) эксплуатируют по крайней мере с задаваемым или заданным минимальным потоком (mi,min).
19. Способ по п.1, при котором расчет оптимума выполняют посредством алгоритма метода ветвей и границ.
20. Способ по п.19, при котором границу (G) для алгоритма метода ветвей и границ определяют с помощью решения релаксированной проблемы посредством последовательного квадратичного программирования.
21. Способ по п.1, при котором расчет оптимума решает частные задачи посредством динамического программирования, в частности, при последовательном включении.
22. Управляющее устройство для управления компрессорной станцией с по крайней мере двумя отдельно подключаемыми и/или отключаемыми компрессорными агрегатами и с множеством устройств для изменения эффективной мощности компрессорных агрегатов, отличающееся
модулем оптимизации (11), которым при задании новых заданных значений или изменении актуального состояния компрессорной станции посредством расчета оптимума из актуальной схемной конфигурации (Si,t-1) компрессорных агрегатов (i=1, …, N) относительно оптимизированной общей потребности в энергии (EG) компрессорной станции (1) является вычисляемой новая схемная конфигурация (Si,t) и
исполнительным модулем (S), которым является автоматически устанавливаемой новая схемная конфигурация (Si,t).
модулем оптимизации (11), которым при задании новых заданных значений или изменении актуального состояния компрессорной станции посредством расчета оптимума из актуальной схемной конфигурации (Si,t-1) компрессорных агрегатов (i=1, …, N) относительно оптимизированной общей потребности в энергии (EG) компрессорной станции (1) является вычисляемой новая схемная конфигурация (Si,t) и
исполнительным модулем (S), которым является автоматически устанавливаемой новая схемная конфигурация (Si,t).
23. Управляющее устройство (10) по п.22, отличающееся тем, что модуль оптимизации (11) расположен относительно управляющего устройства (10) на пространственном удалении, в частности, несколько км.
24. Управляющее устройство по п.22 или 23, отличающееся тем, что модуль оптимизации (11) выполнен для учета потребления энергии (Es) процесса переключения.
25. Управляющее устройство по п.22 или 23, отличающееся тем, что модуль оптимизации (11) выполнен для расчета оптимума для множества управляющих устройств множества компрессорных станций.
26. Компьютерночитаемый носитель данных, содержащий выполняемый на компьютере программный код для осуществления способа по п.1.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| DE102005006410A DE102005006410A1 (de) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Verfahren zur Optimierung des Betriebs mehrerer Verdichteraggregate und Vorrichtung hierzu |
| DE102005006410.8 | 2005-02-11 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2007133792A RU2007133792A (ru) | 2009-03-20 |
| RU2381386C2 true RU2381386C2 (ru) | 2010-02-10 |
Family
ID=36283270
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2007133792/06A RU2381386C2 (ru) | 2005-02-11 | 2006-02-02 | Способ оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов и устройство для этого |
Country Status (16)
| Country | Link |
|---|---|
| US (1) | US7676283B2 (ru) |
| EP (1) | EP1846660B8 (ru) |
| CN (1) | CN101155995A (ru) |
| AT (1) | ATE428055T1 (ru) |
| AU (1) | AU2006212264A1 (ru) |
| BR (1) | BRPI0606994A2 (ru) |
| CA (1) | CA2597519A1 (ru) |
| DE (2) | DE102005006410A1 (ru) |
| DK (1) | DK1846660T3 (ru) |
| ES (1) | ES2321872T3 (ru) |
| MX (1) | MX2007009728A (ru) |
| NO (1) | NO20074604L (ru) |
| PL (1) | PL1846660T3 (ru) |
| RU (1) | RU2381386C2 (ru) |
| UA (1) | UA88045C2 (ru) |
| WO (1) | WO2006084817A1 (ru) |
Families Citing this family (63)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| DE502008002475D1 (de) * | 2008-05-26 | 2011-03-10 | Siemens Ag | Verfahren zum Betreiben einer Gasturbine |
| NO329451B1 (no) * | 2008-11-03 | 2010-10-25 | Statoil Asa | Fremgangsmate for a opprettholde trykket i eksportgassen fra en bronn |
| DE102008064491A1 (de) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Kaeser Kompressoren Gmbh | Simulationsgestütztes Verfahren zur Steuerung bzw. Regelung von Druckluftstationen |
| DE102008064490A1 (de) * | 2008-12-23 | 2010-06-24 | Kaeser Kompressoren Gmbh | Verfahren zum Steuern einer Kompressoranlage |
| DE102009017613A1 (de) * | 2009-04-16 | 2010-10-28 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zum Betrieb mehrerer Maschinen |
| GB0919771D0 (en) | 2009-11-12 | 2009-12-30 | Rolls Royce Plc | Gas compression |
| BE1019108A3 (nl) * | 2009-12-02 | 2012-03-06 | Atlas Copco Airpower Nv | Werkwijze voor het aansturen van een samengestelde inrichting en inrichting waarin deze werkwijze kan worden toegepast. |
| DE102010040503B4 (de) * | 2010-09-09 | 2012-05-10 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Steuerung eines Verdichters |
| RU2454569C1 (ru) * | 2011-02-14 | 2012-06-27 | Общество с ограниченной ответственностью "Вега-ГАЗ" | Способ управления гидравлическим режимом компрессорного цеха с оптимальным распределением нагрузки между газоперекачивающими агрегатами |
| DE102011079732B4 (de) * | 2011-07-25 | 2018-12-27 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren und Vorrichtung zum Steuern bzw. Regeln eines Fluidförderers zum Fördern eines Fluides innerhalb einer Fluidleitung |
| US9527683B2 (en) | 2011-07-25 | 2016-12-27 | Siemens Aktiengesellschaft | Method and device for controlling and/or regulating a fluid conveyor for conveying a fluid within a fluid line |
| DE102013001921A1 (de) * | 2013-02-05 | 2014-08-07 | Man Diesel & Turbo Se | Verfahren zum Betreiben eines Fördersystems mit mehreren Kompressoren |
| US9436179B1 (en) | 2013-03-13 | 2016-09-06 | Johnson Controls Technology Company | Systems and methods for energy cost optimization in a building system |
| US9235657B1 (en) | 2013-03-13 | 2016-01-12 | Johnson Controls Technology Company | System identification and model development |
| US10418833B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-09-17 | Con Edison Battery Storage, Llc | Electrical energy storage system with cascaded frequency response optimization |
| US9852481B1 (en) | 2013-03-13 | 2017-12-26 | Johnson Controls Technology Company | Systems and methods for cascaded model predictive control |
| EP2778412B1 (de) * | 2013-03-15 | 2019-12-25 | Kaeser Kompressoren Se | Entwicklung eines übergeordneten modells zum steuern und/oder überwachen einer kompressoranlage |
| EP2778413B1 (de) | 2013-03-15 | 2016-03-02 | Kaeser Kompressoren Se | R&I-Schema Eingabe für ein Verfahren zum Steuern und/oder Überwachen einer Kompressoranlage |
| EP3045726B1 (de) * | 2013-03-15 | 2019-12-25 | Kaeser Kompressoren SE | Messwertstandardisierung |
| US11231037B2 (en) | 2013-03-22 | 2022-01-25 | Kaeser Kompressoren Se | Measured value standardization |
| DE102013014542A1 (de) * | 2013-09-03 | 2015-03-05 | Stiebel Eltron Gmbh & Co. Kg | Wärmepumpenvorrichtung |
| DE102013111218A1 (de) * | 2013-10-10 | 2015-04-16 | Kaeser Kompressoren Se | Elektronische Steuerungseinrichtung für eine Komponente der Drucklufterzeugung, Druckluftaufbereitung, Druckluftspeicherung und/oder Druckluftverteilung |
| US9695834B2 (en) | 2013-11-25 | 2017-07-04 | Woodward, Inc. | Load sharing control for compressors in series |
| EP2919078A1 (en) * | 2014-03-10 | 2015-09-16 | Nederlandse Organisatie voor toegepast- natuurwetenschappelijk onderzoek TNO | Navier-Stokes based indoor climate control |
| US10101730B2 (en) | 2014-05-01 | 2018-10-16 | Johnson Controls Technology Company | Incorporating a load change penalty in central plant optimization |
| DE102014006828A1 (de) * | 2014-05-13 | 2015-11-19 | Wilo Se | Verfahren zur energieoptimalen Drehzahlregelung eines Pumpenaggregats |
| US20150329289A1 (en) * | 2014-05-15 | 2015-11-19 | Ronald R. Mercer | Subterranean Sealed Bore Fuel System |
| US10190789B2 (en) | 2015-09-30 | 2019-01-29 | Johnson Controls Technology Company | Central plant with coordinated HVAC equipment staging across multiple subplants |
| US10250039B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-04-02 | Con Edison Battery Storage, Llc | Energy storage controller with battery life model |
| US10283968B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-05-07 | Con Edison Battery Storage, Llc | Power control system with power setpoint adjustment based on POI power limits |
| US10554170B2 (en) | 2015-10-08 | 2020-02-04 | Con Edison Battery Storage, Llc | Photovoltaic energy system with solar intensity prediction |
| US11210617B2 (en) | 2015-10-08 | 2021-12-28 | Johnson Controls Technology Company | Building management system with electrical energy storage optimization based on benefits and costs of participating in PDBR and IBDR programs |
| US10197632B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-02-05 | Taurus Des, Llc | Electrical energy storage system with battery power setpoint optimization using predicted values of a frequency regulation signal |
| US10418832B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-09-17 | Con Edison Battery Storage, Llc | Electrical energy storage system with constant state-of charge frequency response optimization |
| US10389136B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-08-20 | Con Edison Battery Storage, Llc | Photovoltaic energy system with value function optimization |
| US10222427B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-03-05 | Con Edison Battery Storage, Llc | Electrical energy storage system with battery power setpoint optimization based on battery degradation costs and expected frequency response revenue |
| US10700541B2 (en) | 2015-10-08 | 2020-06-30 | Con Edison Battery Storage, Llc | Power control system with battery power setpoint optimization using one-step-ahead prediction |
| US10564610B2 (en) | 2015-10-08 | 2020-02-18 | Con Edison Battery Storage, Llc | Photovoltaic energy system with preemptive ramp rate control |
| US10222083B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-03-05 | Johnson Controls Technology Company | Building control systems with optimization of equipment life cycle economic value while participating in IBDR and PBDR programs |
| US10190793B2 (en) | 2015-10-08 | 2019-01-29 | Johnson Controls Technology Company | Building management system with electrical energy storage optimization based on statistical estimates of IBDR event probabilities |
| US10742055B2 (en) | 2015-10-08 | 2020-08-11 | Con Edison Battery Storage, Llc | Renewable energy system with simultaneous ramp rate control and frequency regulation |
| WO2017083095A1 (en) | 2015-11-09 | 2017-05-18 | Carrier Corporation | Dual-compressor refrigeration unit |
| RU2696190C1 (ru) * | 2016-03-14 | 2019-07-31 | Битцер Кюльмашиненбау Гмбх | Система ввода в эксплуатацию компрессорного модуля холодильного агента, а также способ ввода в эксплуатацию компрессорного модуля холодильного агента |
| US20170292727A1 (en) * | 2016-04-06 | 2017-10-12 | Heatcraft Refrigeration Products Llc | Optimizing compressor staging in a modular outdoor refrigeration system |
| US10337669B2 (en) | 2016-04-29 | 2019-07-02 | Ocean's NG, LLC | Subterranean sealed tank with varying width |
| DE102016208507A1 (de) * | 2016-05-18 | 2017-11-23 | Siemens Aktiengesellschaft | Verfahren zur Ermittlung einer optimalen Strategie |
| US10594153B2 (en) | 2016-07-29 | 2020-03-17 | Con Edison Battery Storage, Llc | Frequency response optimization control system |
| US10778012B2 (en) | 2016-07-29 | 2020-09-15 | Con Edison Battery Storage, Llc | Battery optimization control system with data fusion systems and methods |
| EP3242033B1 (de) | 2016-12-30 | 2024-05-01 | Grundfos Holding A/S | Verfahren zum betreiben eines elektronisch gesteuerten pumpenaggregates |
| US10838440B2 (en) | 2017-11-28 | 2020-11-17 | Johnson Controls Technology Company | Multistage HVAC system with discrete device selection prioritization |
| US10838441B2 (en) | 2017-11-28 | 2020-11-17 | Johnson Controls Technology Company | Multistage HVAC system with modulating device demand control |
| WO2019180003A1 (en) | 2018-03-20 | 2019-09-26 | Enersize Oy | A method for analyzing, monitoring, optimizing and/or comparing energy efficiency in a multiple compressor system |
| CN110307144B (zh) * | 2018-03-20 | 2021-05-11 | 恩尔赛思有限公司 | 用于分析、监测、优化和/或比较多压缩机系统中能量效率的方法 |
| EP3768980A1 (en) | 2018-03-20 | 2021-01-27 | Enersize Oy | A method for designing, gauging and optimizing a multilpe compressor system with respect to energy efficiency |
| CN110307138B (zh) * | 2018-03-20 | 2021-05-04 | 恩尔赛思有限公司 | 一种关于能量效率的多压缩机系统的设计、测量和优化方法 |
| US11159022B2 (en) | 2018-08-28 | 2021-10-26 | Johnson Controls Tyco IP Holdings LLP | Building energy optimization system with a dynamically trained load prediction model |
| US11163271B2 (en) | 2018-08-28 | 2021-11-02 | Johnson Controls Technology Company | Cloud based building energy optimization system with a dynamically trained load prediction model |
| US10837601B2 (en) | 2018-10-29 | 2020-11-17 | Ronald R. Mercer | Subterranean gas storage assembly |
| TWI699478B (zh) * | 2019-05-01 | 2020-07-21 | 復盛股份有限公司 | 壓縮機系統排程方法 |
| US11408418B2 (en) * | 2019-08-13 | 2022-08-09 | Rockwell Automation Technologies, Inc. | Industrial control system for distributed compressors |
| US11680684B2 (en) | 2021-04-16 | 2023-06-20 | Bedrock Gas Solutions, LLC | Small molecule gas storage adapter |
| US12025277B2 (en) | 2021-04-16 | 2024-07-02 | Michael D. Mercer | Subsurface gas storage system |
| CN114656052A (zh) * | 2022-04-29 | 2022-06-24 | 重庆江增船舶重工有限公司 | 一种用于污水处理的多级并联曝气鼓风机运行方法 |
Family Cites Families (14)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US3665399A (en) * | 1969-09-24 | 1972-05-23 | Worthington Corp | Monitoring and display system for multi-stage compressor |
| US4640665A (en) * | 1982-09-15 | 1987-02-03 | Compressor Controls Corp. | Method for controlling a multicompressor station |
| JPS62243995A (ja) | 1986-04-14 | 1987-10-24 | Hitachi Ltd | 圧縮機の並列運転制御装置 |
| DE3937152A1 (de) * | 1989-11-08 | 1991-05-16 | Gutehoffnungshuette Man | Verfahren zum optimierten betreiben zweier oder mehrerer kompressoren im parallel- oder reihenbetrieb |
| US5347467A (en) | 1992-06-22 | 1994-09-13 | Compressor Controls Corporation | Load sharing method and apparatus for controlling a main gas parameter of a compressor station with multiple dynamic compressors |
| DE4430468C2 (de) * | 1994-08-27 | 1998-05-28 | Danfoss As | Regeleinrichtung einer Kühlvorrichtung |
| US5743715A (en) | 1995-10-20 | 1998-04-28 | Compressor Controls Corporation | Method and apparatus for load balancing among multiple compressors |
| US5743714A (en) * | 1996-04-03 | 1998-04-28 | Dmitry Drob | Method and apparatus for minimum work control optimization of multicompressor stations |
| US20040095237A1 (en) * | 1999-01-09 | 2004-05-20 | Chen Kimball C. | Electronic message delivery system utilizable in the monitoring and control of remote equipment and method of same |
| US6535795B1 (en) * | 1999-08-09 | 2003-03-18 | Baker Hughes Incorporated | Method for chemical addition utilizing adaptive optimization |
| MY126873A (en) * | 2000-01-07 | 2006-10-31 | Vasu Tech Ltd | Configurable electronic controller for appliances |
| US20010045101A1 (en) * | 2000-02-11 | 2001-11-29 | Graham Donald E. | Locomotive air conditioner control system and related methods |
| DE10151032A1 (de) | 2001-10-16 | 2003-04-30 | Siemens Ag | Verfahren zur Optimierung des Betriebs mehrerer Verdichteraggregate einer Erdgasverdichtungsstation |
| DE10208676A1 (de) * | 2002-02-28 | 2003-09-04 | Man Turbomasch Ag Ghh Borsig | Verfahren zum Regeln von mehreren Strömungsmaschinen im Parallel- oder Reihenbetrieb |
-
2005
- 2005-02-11 DE DE102005006410A patent/DE102005006410A1/de not_active Withdrawn
-
2006
- 2006-02-02 BR BRPI0606994-0A patent/BRPI0606994A2/pt not_active IP Right Cessation
- 2006-02-02 AU AU2006212264A patent/AU2006212264A1/en not_active Abandoned
- 2006-02-02 CA CA002597519A patent/CA2597519A1/en not_active Abandoned
- 2006-02-02 EP EP06707973A patent/EP1846660B8/de active Active
- 2006-02-02 MX MX2007009728A patent/MX2007009728A/es unknown
- 2006-02-02 WO PCT/EP2006/050612 patent/WO2006084817A1/de active Application Filing
- 2006-02-02 DE DE502006003377T patent/DE502006003377D1/de active Active
- 2006-02-02 PL PL06707973T patent/PL1846660T3/pl unknown
- 2006-02-02 UA UAA200709153A patent/UA88045C2/ru unknown
- 2006-02-02 DK DK06707973T patent/DK1846660T3/da active
- 2006-02-02 RU RU2007133792/06A patent/RU2381386C2/ru active
- 2006-02-02 US US11/815,956 patent/US7676283B2/en active Active
- 2006-02-02 AT AT06707973T patent/ATE428055T1/de active
- 2006-02-02 ES ES06707973T patent/ES2321872T3/es active Active
- 2006-02-02 CN CNA2006800115189A patent/CN101155995A/zh active Pending
-
2007
- 2007-09-11 NO NO20074604A patent/NO20074604L/no not_active Application Discontinuation
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| EP1846660A1 (de) | 2007-10-24 |
| PL1846660T3 (pl) | 2010-01-29 |
| CN101155995A (zh) | 2008-04-02 |
| DE102005006410A1 (de) | 2006-08-17 |
| EP1846660B1 (de) | 2009-04-08 |
| NO20074604L (no) | 2007-09-11 |
| UA88045C2 (ru) | 2009-09-10 |
| RU2007133792A (ru) | 2009-03-20 |
| BRPI0606994A2 (pt) | 2009-07-28 |
| MX2007009728A (es) | 2007-09-26 |
| US7676283B2 (en) | 2010-03-09 |
| ES2321872T3 (es) | 2009-06-12 |
| DE502006003377D1 (de) | 2009-05-20 |
| US20080131258A1 (en) | 2008-06-05 |
| EP1846660B8 (de) | 2009-11-11 |
| WO2006084817A1 (de) | 2006-08-17 |
| ATE428055T1 (de) | 2009-04-15 |
| AU2006212264A1 (en) | 2006-08-17 |
| CA2597519A1 (en) | 2006-08-17 |
| DK1846660T3 (da) | 2009-07-27 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2381386C2 (ru) | Способ оптимизации эксплуатации множества компрессорных агрегатов и устройство для этого | |
| Wu et al. | Optimization research of parallel pump system for improving energy efficiency | |
| US9335748B2 (en) | Energy management system | |
| US10061279B2 (en) | Multi-objective scheduling for on/off equipment | |
| Zhang et al. | Optimal sizing and operation of pumping systems to achieve energy efficiency and load shifting | |
| US11693375B2 (en) | Electrical system control for achieving long-term objectives, and related systems, apparatuses, and methods | |
| RU2600835C2 (ru) | Способ и устройство для управления, соответственно, регулирования транспортера текучей среды для транспортировки текучей среды внутри трубопровода для текучей среды | |
| CN110059345B (zh) | 一种抽水蓄能机组相继甩负荷关机规律优化方法与系统 | |
| Paparella et al. | Load sharing optimization of parallel compressors | |
| Milosavljevic et al. | Real-time optimization of load sharing for gas compressors in the presence of uncertainty | |
| FR2554613A1 (fr) | Systeme pour repartir un fluide entre des conduites d'entree et des conduites de sortie en paralleles pour repondre a une demande en fluide | |
| US20230243302A1 (en) | Method for monitoring and controlling a hybrid gas turbine system and system thereof | |
| RU2294460C2 (ru) | Способ оптимирования эксплуатации множества компрессорных агрегатов компрессорной станции природного газа | |
| CN113935601A (zh) | 一种考虑过渡能效的并联供水泵组节能调度方法 | |
| CN113050450B (zh) | 一种并联变频泵输配系统仿真模块编写方法 | |
| CN113623166B (zh) | 多泵并联光伏扬水系统的控制方法、逆变器及光伏扬水系统 | |
| JP2024529179A (ja) | 圧縮空気システムのモデル予測制御 | |
| CN113728162B (zh) | 用于优化控制回路系统中马达驱动的装备的使用的电子设备及方法 | |
| CN110048468B (zh) | 火力发电厂机组负荷分配方法及装置 | |
| Al Zawaideh et al. | Minimum energy adaptive load sharing of parallel operated compressors | |
| Lozynskyi et al. | The research of efficiency of the use of neuropredictor in the control system of water-supply pump electric drive | |
| Bolt et al. | Dynamic compressor selection | |
| CN112947609A (zh) | 一种滑压运行机组的主蒸汽压力设定控制策略和系统 | |
| Fatemi et al. | Energy efficient scheduling algorithms for pumping water in radial networks | |
| Pietsch et al. | Investigating real-world applications of transient optimization |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PC41 | Official registration of the transfer of exclusive right |
Effective date: 20211201 |