image
energas.ru

Территория Нефтегаз № 10 2016

Транспорт и хранение нефти и газа

01.10.2016 10:00 К вопросам прогнозирования энергопотребления при транспортировке нефти и энергосбережения на нефтепроводах

Современный подход к методикам расчета прогнозируемых расходов электроэнергии на объектах магистральных нефтепроводов для транспортировки планируемых объемов нефтепродуктов неоправданно сложен и противоречив. В расчеты включаются гидравлические потери в нефтепроводах, хотя все они косвенно отражаются на затратах электроэнергии приводных электродвигателей магистральных и подпорных насосов. В настоящей работе в порядке обсуждения предлагается новый подход к учету затрат электроэнергии при транспортировке нефтепродуктов, который позволяет не только уточнить прогнозируемые величины энергозатрат в связи с изменением прогнозируемых объемов перекачки нефтепродуктов, но и наметить пути возможного энергосбережения. Акцентируется, что все энергозатраты на транспортировку нефтепродуктов происходят только на нефтеперекачивающих станциях (НПС). Они делятся на вспомогательные, не зависимые от объемов перекачки, и основные и дополнительные, величина которых зависит от реальных объемов перекачки. Приводятся методы учета изменений параметров перекачиваемой нефти. Расчеты выполнены для нефтепровода, содержащего три НПС. Энергозатраты сгруппированы по направлениям, по которым следует вести учет и на его основе выполнять прогнозы. Показано, что параметры трубопровода не участвуют в формировании реальных энергозатрат. Предлагаемая методика существенно не только повысит точность прогнозов, но и упростит их и сделает доступными для персонала НПС. Учет реальных затрат на НПС позволяет выявить избыточные затраты. Приведены реальные пути энергосбережения на НПС и оценена их эффективность. Выполнено сравнение использования регулируемого частотного электропривода для магистральных насосов и регулируемой гидромуфты. Показано экономическое преимущество гидромуфты по сравнению с регулируемым электроприводом в диапазоне изменений подач магистральных насосов от 0,75 Qном до Qном.

Ключевые слова: нефтепровод, нефтеперекачивающие станции, магистральные и подпорные насосы, вспомогательные и основные энергозатраты, потери электроэнергии, энергосбережение, регулируемый частотный электропривод, регулируемая гидромуфта.
Ссылка для цитирования: Зотов Б.Н. К вопросам прогнозирования энергопотребления при транспортировке нефти и энергосбережения на нефтепроводах // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2016. № 10. С. 94–100.
Открыть PDF


Транспортировка нефти на длительное расстояние – весьма затратный процесс. В России система нефтепроводов распространена в связи с отдаленностью нефтедобычи от мест переработки, а также необходимостью доставки нефти в порты и иностранным потребителям. Нефтепроводы проектируются на перспективные объемы транспортировки нефти, а начинают эксплуатироваться от 0,5 максимальных расчетных объемов. Поскольку затраты электроэнергии на транспортировку нефти велики и составляют до 35 % от общих затрат, для планирования развития объемов поставок нефти важно знать прогнозное потребление электроэнергии, так как это связано с развитием электросетей на трассе нефтепроводов. Важнейшей задачей эксплуатации оборудования при транспортировке нефти является сокращение затрат. Естественно, их можно снизить до расчетного минимума, если все оборудование будет работать в режимах максимального коэффициента полезного действия (КПД). То есть режимы максимального энергосбережения на НПС также весьма актуальны [1]. Реально обеспечить работу всех механизмов в режиме максимального КПД – задача трудновыполнимая, но к ее решению необходимо стремиться. Существующие методики прогнозной оценки расхода электроэнергии [2–4] во многом противоречивы и не позволяют с достаточной степенью точности выполнить достоверный прогноз энергозатрат на перекачку заданных объемов нефти на длительный период, а также оценить эффективность их использования. В работах [2–4] к расчетам необоснованно привлечены параметры трубопроводов – длины, диаметры и другие параметры, не имеющие отношения к потреблению электроэнергии (за исключением электрозащиты от коррозии, если она применяется). Разработанные нормативные документы в период развития нефтепроводов [5] предполагали именно такой подход, и авторы следуют этой методике. Все перечисленные параметры трубопроводов и свойства нефти влияют на параметры работы основных насосов на НПС, т. е. изменение этих параметров (вязкости нефти, гидравлического сопротивления трубопровода из-за выпадения парафинов и т. д.) приводит к изменению параметров работы насосов и их энергопотребления. Настоящая работа в порядке обсуждения предлагает новый подход к оценке прогнозных затрат на какой-либо период, анализирует структуру основных затрат и предлагает рекомендации по энергосбережению. Здесь не затрагиваются вопросы, связанные с переходными процессами в нефтепроводе, с выбором времени релаксации для затухания колебательных процессов и т. д. Они могут быть также учтены, поскольку связаны с режимами использования насосов на НПС и принципиально не влияют на предлагаемую методику.

 1.jpg

1. Структура энергозатрат на НПС

Нормативные документы АК «Транснефть» предполагают выполнение прогнозных оценок энергозатрат W в кВт⋅ч на перекачку нефтепродуктов за определенный период времени, отнесенных к 1 тыс. тонно-километров. 

ф1.jpg                             (1)

Рассмотрим гипотетический нефтепровод, состоящий из трех нефтеперекачивающих станций, доставляющих нефть к потребителю «П» (рис. 1)

Если нет никаких ответвлений, то очевидно, что объем перекачки нефти за контрольный период времени Δt постоянен: Q1 = Q2 = Q3. События, связанные с ремонтом участка нефтепровода, рассмотрим позже. Очевидно, что на любом участке нефтепровода напор, развиваемый насосами на НПС и при необходимости откорректированный на узле регулирования, равен потерям в трубопроводе, иначе обеспечить прокачку заданного объема нефти невозможно, т. е.: 

ф2.jpg                                 (2) 

где ΣННПС – суммарный напор насосов на НПС, ΣΔhтр – суммарные гидравлические потери в трубопроводе.

Это фундаментальное равенство показывает, что все изменения на нефтепроводе приводят к изменению режимов работы насосов, и необходимые корректировки происходят на НПС, что и приводит к изменению энергопотребления основного оборудования. Нефтепроводы так и проектируются, поэтому с учетом профиля трассы расстояния между НПС различны. Уравнение (2) всегда справедливо для работающего нефтепровода. Исключение возникает при разрыве трубопровода. Аварийные случаи в эксплуатации нефтепровода здесь не рассматриваются. Естественно, все основные затраты электроэнергии происходят на НПС. Обслуживание непосредственно трубопроводов – сварка, контрольные замеры и т. д. – выполняется при помощи передвижных электрогенераторов. Поэтому при обслуживании должны учитываться затраты не электроэнергии, а нефтепродуктов, на которых работает приводной двигатель мобильного электрогенератора, так что эти затраты не должны включаться в прогнозные затраты электроэнергии.

Затраты электроэнергии на НПС делятся на основные и вспомогательные. Основные – это затраты, связанные с работой основных и подпорных насосов, перекачивающих нефть. В их состав включаются и дополнительные затраты, необходимые для работы обслуживающих систем: измерительных приборов, задвижек с электроприводом, установленных за насосом, и т. д. Эти затраты целесообразно также относить к каждому работающему насосу. Если насос не работает (в резерве), то и дополнительных затрат нет. Как правило, на НПС устанавливаются 3 или 4 основных и 3 подпорных насоса. Из них 2–3 основных работают, 4-й – в резерве. Подробно структуру основных затрат рассмотрим ниже. Вспомогательные затраты относятся к НПС целиком: это отопление, вентиляция, освещение, работа грузоподъемных механизмов, электроинструмента и сварки и т. д. В работе [2] предлагается расчет прогнозных норм расхода электроэнергии проводить в целом для нефтепровода, а от него переходить к расчетам для отдельных НПС. Этот подход не обоснован, так как все энергозатраты по транспортировке нефти от НПС № 1 до потребителя складываются как сумма затрат всех НПС, расположенных между ними. Необоснованным является также включение в расчет норм расхода электроэнергии таких параметров, как характеристики и режимы работы нефтепроводов. Этот искусственный прием неоправданно усложняет расчет, поскольку режимы работы нефтепроводов – это всего лишь планируемое количество перекачиваемой нефти, необходимой потребителю, которое обеспечивают насосы НПС. На потребляемую НПС энергию никак не влияют ни длина трубопровода, ни его диаметр, ни геометрические отметки начала и конца трубопровода: эти параметры, подчеркнем еще раз, являются проектными и учтены проектантом нефтепровода при размещении на трассе мест и количества необходимых НПС. Точнее, они отражаются в энергозатратах при работе основных насосов.
В связи с этим приведенная в [2] формула для расчета удельной нормы энергопотребления, в которую включены такие величины, как потери напора в трубопроводе, коэффициент использования трубопровода, режимный коэффициент, являются необоснованными. Следует отметить, что такой подход унаследован от разработанных в СССР методик планирования потребляемой нефтяной отраслью удельной электроэнергии на прогнозный период – пятилетку [5]. Более объективным представляется следующий подход, который не только отражает истинные составляющие энергопотребления, но и упрощает прогнозные оценки и позволяет наметить реальные пути энергосбережения.

1_1.jpg1_2.jpg  

2. Учет энергопотребления на условном нефтепроводе

Рассмотрим основные блоки затрат энергии на НПС, их привязки к объемам перекачиваемой нефти и изменения в связи с прогнозируемым увеличением этих объемов.

Если увеличение объемов не планируется и трубопровод работает в стационарном режиме, то прогноз прост: затраты следующего года будут соответствовать затратам года предыдущего. Если прогнозируется увеличение объемов перекачки, то прогноз следует выполнять следующим образом.

1_3.jpg

2.1. Вспомогательные энергозатраты

Они состоят из двух частей. Сумма энергозатрат, не связанных с транспортировкой нефти (работой основного оборудования), остается постоянной во времени. На каждой станции энергозатраты могут быть определены как

 

ф3.jpg,                                 (3)

 

где w1 – затраты в единицу времени; Δt – прогнозируемый период времени. Остальные вспомогательные затраты электроэнергии, которые могут быть привязаны к работе основного оборудования, выражаются как

 

ф4.jpg                        (4)

 

или

 

ф5.jpg,                              (5)

 

где w2 – дополнительные затраты в единицу времени при перекачке Q1;
Q2 – прогнозируемый объем перекачки на прогнозный период. Наладить учет этих затрат на НПС труда не составляет.

1_4.jpg 

2.2. Основные затраты

Основная составляющая энергозатрат на НПС – работа магистральных и подпорных насосов, так как она обеспечивает транспортировку нефти потребителю. На НПС ведется почасовой контроль потребляемой электроэнергии каждым электродвигателем, приводящим в действие насосы. При повышении вязкости нефти КПД насоса снижается, а энергозатраты на станции растут. При уменьшении пропускной способности нефтепровода из-за выпадения парафинов снижается и подача основных насосов, что приводит к необходимости включения дополнительного насоса. То есть все изменения условий транспортировки нефти в итоге приводят к изменению условий работы основных нефтяных насосов на НПС, что отражается на трендах изменения потребляемой почасовой мощности. Так организован учет основных затрат на НПС, и это существенно упрощает поставленную задачу. Если НПС работают по схеме «насос в насос», то суммарные затраты энергии НПС легко подсчитываются по формуле:

 

ф6.jpg,                                    (6)

 

где ΣWдв – суммарные затраты на привод всех насосов (магистральных и подпорных) в единицу времени. Если происходит изменение объемов перекачки, то это можно учесть усреднением потребленной электроэнергии или просуммировать по часовым трендам.

Если по какой-либо причине предыдущая НПС остановлена, то в формулу (6) следует добавить затраты на последующее заполнение резервуаров подпорными насосами:

 

ф7.jpg,                               (7)

 

где ΣWподп – почасовые затраты энергии на работу подпорных насосов при заполнении резервуаров; Δt – время работы насосов.

 

1_5.jpg

2.3. Дополнительные затраты

Кроме затрат на стационарных режимах, о которых говорилось выше, значительную долю составляют затраты, связанные с регламентом использования основных магистральных насосов по документации АК «Транснефть». Рекомендуется для поддержания работоспособности насосов в «горячем резерве» периодически запускать насос, находящийся в резерве, и останавливать один из работающих. Это выполняется, в том числе, и для равномерного износа ресурсных показателей установленных насосов. Кроме того, зачастую приходится включать дополнительный магистральный насос с целью повышения давления для избавления от возникающих парафиновых пробок. Как показано в [6], число включений одного насоса может достигать 16 раз/сут. Однако при этом надо иметь в виду, что при пуске насоса возникают дополнительные энергозатраты: в период выхода электродвигателя на номинальные параметры насоса пусковой ток электродвигателя существенно превышает номинальный. Все они в итоге включаются в потребляемую электроэнергию приводного двигателя. Эти затраты можно оценить как

 

ф8.jpg,                            (8)

 

где k2 – превышение пускового тока двигателя по сравнению с номинальным; Iср – значение тока двигателя при номинальной нагрузке; U – напряжение; Δt – время выхода электродвигателя на номинальную мощность; n – число пусков за контрольный период времени.

Затраты энергии на работу сопутствующих механизмов при работе электродвигателя (автономная масляная система, системы вентиляции двигателя, системы измерения контролируемых показателей электродвигателя и насоса, электропривод задвижек на нагнетательном трубопроводе и т. д.) составляют незначительную долю и могут быть оценены как доля от основных затрат: 

ф9.jpg,                                (9)

где k3 = (0,005…0,02); Wдв – энергозатраты двигателя за контрольный период времени.

 

2.4. Суммарные затраты энергии на НПС и нефтепроводе в целом

Таким образом, суммарное энергопотребление на НПС за контрольную единицу времени можно представить в виде: 

ф10.jpg     (10)

 

Если на нефтепроводе расположены n станций, то суммарные удельные затраты нефтепровода можно выразить как 

ф11.jpg.                                 (11)

 

Умножая Wнтр на прогнозный период времени T, получим суммарные затраты электроэнергии на транспортировку заданного объема нефти: 

ф12.jpg.                                (12)

 

Разделив эту величину на планируемый объем перекачки в тоннах и на тысячу километров, получим удельную норму расхода электроэнергии при эксплуатации данного нефтепровода, выраженную в кВт⋅ч/тыс⋅т⋅км.

Следуя аналогии [6], составим таблицу баланса энергопотребления на НПС. Целесообразно отнеси затраты к суткам, так как на НПС идет почасовая регистрация основных затрат в течение 24 часов.

Позиции 1.1–1.4 практически не зависят от объемов перекачки, и их можно считать постоянными. Получив данные суточного энергопотребления на каждой НПС, суммируем их и получаем реальные затраты на транспортировку заданного объема нефти от НПС № 1 до потребителя.

 

3. Прогноз энергопотребления на нефтепроводе на следующий период

Будем считать, что НПС работали при перекачке заданного объема нефти Q т/ч в оптимальном режиме. Следует спрогнозировать потребление энергоресурсов на период, когда объем перекачки нефти возрастет и составит kQ, где k > 1. Если сорт нефти не изменился, т. е. плотность и вязкость остаются постоянными, то для прогноза работы каждой НПС позиции 2.1–2.4 в таблице увеличиваем в k раз и суммируем все позиции таблицы, и можно от суточного потребления перейти к прогнозу на заданный период. Если предполагается перейти на новые сорта нефти, имеющие другую плотность и вязкость, то в расчет основных затрат следует ввести следующие поправки: 

ф13.jpg,                       (13)

 

где ρ1 – плотность нефти в предыдущий период работы НПС; ρ2 – средняя плотность нефти на прогнозируемый период; η1 – КПД насоса по паспорту при испытании на воде; η2 – КПД насоса с учетом нового значения вязкости. КПД электродвигателя мало изменяется от нагрузки, он автоматически учтен в потребляемой электродвигателем мощности. В соответствии с рекомендациями ГОСТ [7] пересчет КПД насоса можно выполнить следующим образом:

 

ф14.jpg                                              (14)

 

График зависимости поправочного коэффициента Cη от числа Рейнольдса Cη = f(Re) приведен в [7]. Для Re > 1,6.104 Cη = 1 (рис. 2).

Дополнительные затраты увеличиваем пропорционально изменившимся основным затратам и суммируем их в соответствии с таблицей.

Выполнив расчеты для всех НПС, расположенных на заданном нефтепроводе, и отнеся их к контрольной величине – тонно-километрам, получим прогнозные оценки потребления электроэнергии на предстоящий период. 

4. Энергосбережение на НПС

Основная доля непродуктивных затрат приходится на основное оборудование – насосы. Остановимся на этой статье затрат подробнее.

Один из реальных способов энергосбережения подробно описан в [1]: насосы должны максимальное время работать в диапазоне максимального КПД. Все предложения здесь носят рекомендательный характер, поэтому эксплуатационный персонал НПС или головная организация, эксплуатирующая нефтепровод, должны выбрать наиболее приемлемые для данных условий предложения.

В качестве примера рассмотрим следующую ситуацию.

На НПС установлены три магистральных насоса НМ 7000-230, включенных последовательно, и три подпорных НМП 3600-78, два из которых работают в параллель, а третий находится в резерве. НПС должна транспортировать 4000 т/ч нефти. Характеристики подпорных насосов приведены на рис. 4.

Все насосы укомплектованы роторами на 100%-ю подачу. Почасовые затраты НПС при работе в этом режиме (расчеты выполняем по характеристикам работы на воде и считаем, что подпорные насосы нагружены одинаково) составляют W = 2555 кВт/ч.

Где можно сэкономить? Первое предложение самое простое и не требует никаких капитальных затрат: вывести из работы один подпорный насос, что сразу приведет к сокращению затрат на ΔW = 200 кВт/ч.

Такой режим работы с одним подпорным насосом, как утверждает персонал НПС, запрещен. Однако если ввести системы автоматической защиты насосов, а запуск второго насоса производить, например, по сигналу снижения давления нагнетания ниже 6 кг/см2 первого насоса, то это не приведет к аварийным последствиям. Такой режим можно проверить при испытании насосов на стенде предприятия-изготовителя.

Второе предложение связано с применением сменных роторов. Если на магистральном насосе № 2, работающем последовательно с насосами № 1 и № 3, установить сменный ротор, рассчитанный на подачу Q = 5000 м3/ч (рис. 5), то это приведет к часовой экономии в размере:

 

ф15.jpg

 

при этом диапазон возможных подач до 8000 м3/ч сохранится. Комплектация насоса № 2 сменным ротором позволяет полностью исключить снижение напора, связанного с возможной кавитацией. Такой режим работы не используется на НПС, работающих с недогрузкой. Он требует минимальных разовых затрат, но приводит к существенной экономии электроэнергии.

Наконец, еще одно предложение. Оно также требует незначительных разовых затрат и некоторого изменения регламента работы подпорных насосов на НПС. Речь идет о работе в параллель подпорных насосов с разными роторами: на 100 и 75 % подачи. Такой набор позволит при неравномерном распределении подач между насосами работать обоим насосам в зоне оптимального КПД, что приведет к снижению вибрации и увеличению долговечности насосов. Этот вопрос требует отдельного рассмотрения и обсуждения.

Наконец, в последнее время все чаще говорится о настоятельной необходимости применения двигателей с частотным регулированием. Этот способ, хотя и позволяет быстро перестраивать работу насосов в зону максимального КПД, имеет существенные недостатки, такие как:

1) высокая стоимость преобразователей частоты для двигателей мощностью свыше 500 кВт;

2) необходимость капитальных затрат, так как частотные преобразователи надо устанавливать в специальных помещениях, что возможно только для вновь проектируемых станций;

3) введение в штатное расписание специалистов по обслуживанию преобразователя.

Несмотря на высокий КПД собственно преобразователя (98 %), он требует дополнительных постоянных энергозатрат на охлаждение и кондиционирование помещения.

Представляется целесообразным для регулирования частоты вращения магистральных насосов рассмотреть применение регулируемой гидромуфты, например работающей на воде или на любой незамерзающей и негорючей жидкости [9]. Конструкция муфты и система управления оборотами исключительно просты. Она может обслуживаться механиками, обслуживающими насос. Она легко вписывается по осевому габариту в пространство между насосом и двигателем вместо промежуточного вала. Стоимость гидромуфты не превышает 50 % стоимости насоса. КПД гидромуфты при полном заполнении составляет 97,5 %. Изменение подачи насоса пропорционально изменению числа оборотов, при этом максимальный КПД насоса остается примерно максимальным. Расчеты показывают, что изменение частоты вращения магистрального насоса в диапазоне частот 2300…3000 об/мин (0,75…1 Qном) при помощи гидромуфты экономически целесообразно и позволяет экономить до 400 кВт на каждом насосе. То есть применение гидромуфты также позволяет изменять объем перекачки без применения сменного ротора и при этом существенно расширяет диапазон оптимальных режимов по подаче, что приводит к снижению вибрации и повышению долговечности оборудования станции. Кроме того, гидромуфта позволяет запускать электродвигатель на холостом ходу и плавно нагружать его с выходом на требуемую мощность.

 

Выводы

1. Существующие методики расчета прогнозируемых энергозатрат на транспортировку нефти по нефтепроводам неоптимальны и требуют корректировки. Предлагаемая методика позволяет существенно упросить расчет удельных норм потребления электроэнергии при эксплуатации нефтепровода.

2. Целесообразно расширить диапазоны применения сменных роторов на магистральных и подпорных насосах в целях сокращения и оптимизации энергозтарат на транспортировку нефти.

3. Следует шире применять гидромуфты в целях энергосбережения и расширения режимов перекачки.

 

Учет суточного потребления энергозатрат на НПС ( кВт⋅ч)

Accounting for the daily intake of energy in the OPS (kWh)

No.

Категория затрат

Cost element

Источник

Source

Формула

Formula

1.

Собственные нужды

Auxiliaries

1.1.

Освещение

Lighting

Журнал энергопотребления НПС

OPS power consumption logbook

1.2.

Отопление и вентиляция

Heating and ventilation

–//–

1.3.

Вспомогательные потребители, не связанные с транспортировкой

Auxiliary consumers not related to transportation

–//–

3

1.4.

Непредвиденные затраты (устранение отказов, ремонт оборудования и т.д.)

Contingency costs (elimination of failures, equipment repairs, etc.)

–//–

2.

Транспортировка нефти

Oil transportation

10

2.1.

Энергопотребление основных магистральных насосов

Main pumps power consumption

–//–

6, 12

2.2.

Энергопотребление подпорных насосов

Booster pumps power consumption

–//–

7

2.3.

Затраты, связанные с переключением основных и резервных насосов (пусковые потери)

Costs related to switching the main and standby pumps (start-up losses)

–//–

8

2.4.

Затраты на работу сопутствующего оборудования и приборы

Related equipment and devices expenses

–//–

4, 5, 9



← Назад к списку


im - научные статьи.