USD 66.784

+0.18

EUR 73.9766

+0.03

BRENT 61.02

+1.07

AИ-92 42.25

+0.02

AИ-95 46.02

+0.05

AИ-98 51.74

0

ДТ 45.95

+0.06

10 мин
514

К вопросу эффективности транспортировки нефти и нефтепродуктов по магистральным трубопроводам

Эффективность транспортировки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам определяется режимом перекачки, полученным в результате совмещения характеристик насоса и трубопровода. Эти характеристики меняются при изменении свойств перекачиваемой среды, при добавлении противотурбулентных и депрессорных присадок, а также при проведении каких либо конструктивных изменений в трубопроводе или насосе. Существуют различные виды целевых функций для оптимизации режимов работы магистральных трубопроводов. Во многих работах для расчета эффективности перекачки нефти и нефтепродуктов используются удельные затраты электроэнергии. По мнению авторов, такой параметр может быть легко измерен, обладает необходимой информативностью и учитывает характеристики как насоса, так и трубопровода. В данной статье предлагаются аналитические зависимости, которые  дают связь между удельными затратами электроэнергии и коэффициентом полезного действия насосного агрегата, а также позволяют оценить эффективность применяемой противотурбулентной присадки в денежном выражении.

Эффективность транспортировки нефти и нефтепродуктов по трубопроводам определяется режимом перекачки, полученным в результате совмещения характеристик насоса и трубопровода. Эти характеристики меняются при изменении свойств перекачиваемой среды, при добавлении противотурбулентных и депрессорных присадок, а также при проведении каких либо конструктивных изменений в трубопроводе или насосе. Совмещенную характеристику насоса и трубопровода можно изменить путем подключения дополнительных насосных станций или увеличения числа оборотов двигателя. Пример совмещенной характеристики насоса и трубопровода представлен на рисунке 1.

Рисунок 1 – Совмещенные характеристики насоса и трубопровода

Характеристика трубопровода, пересекаясь с характеристикой насоса Q-H, определяет фактический режим, потребляемую мощность и коэффициент полезного действия. Характеристика трубопровода может двигаться по характеристике насоса в сторону меньших подач путем дросселирования, а в сторону больших подач – уменьшением сопротивления трубопровода. Основным параметром, определяющим эффективность работы насоса, является КПД в области заданных подач. Однако в изменяющихся условиях перекачки: изменение свойств перекачиваемой среды, изменение последовательности и параметров подключаемых насосов оперативное определение КПД вызывает сложности. Необходим параметр, который бы определял не только эффективность работы насоса, но и эффективность перекачки, легко измерялся и связывал трубопровод, насос и затраты электроэнергии.   

Из анализа литературы следует, что существуют различные виды целевых функций для оптимизации режимов работы МН и МНПП – объем электроэнергии, мощность электрической энергии, общие затраты электроэнергии на перекачку, КПД насосных агрегатов, КПД НПС и т.д. [1-13].

Во многих работах для расчета эффективности перекачки нефти и нефтепродуктов используются удельные затраты электроэнергии [14, 15].

Такой параметр может быть легко измерен, обладает необходимой информативностью и учитывает характеристики как насоса, так и трубопровода [16, 17].

Удельные затраты насосного агрегата можно определить как соотношение потребляемой мощности к подаче насоса

формула прям 1.jpg                                                 (1)

где Nуд – удельные затраты электроэнергии, кВт·ч/м3;

      Nпотр – потребляемая мощность насоса, кВт;

      Q – подача насоса, м3/ч.

В таблице 1 по паспортным данным представлены удельные энергозатраты электроэнергии насоса НМ 10000-210, НМ 5000 в режиме оптимальных подач (0,8–1,2 Qопт). Аналогичные зависимости приводятся и в работах [16, 17, 18, 19, 20]. Это минимальные значения затрат, при которых насос работает на воде. При увеличении вязкости перекачиваемой жидкости, а также износе элементов насоса (торцевые и щелевые уплотнения) удельные затраты будут увеличиваться.

По мере износа щелевых уплотнений и других элементов насоса КПД будет падать, а удельные затраты электроэнергии возрастать и могут достичь предельного значения, когда эксплуатируемый агрегат может быть малоэффективным. Так экспериментальные исследования насосов типа НМ показывают, что с увеличением зазора на 0,5 мм КПД снижается на величину до 5 %.


Таблица 1 - Удельные минимальные по паспортным данным энергозатраты насосов НМ 10000, НМ 5000

№ п/п

Типоразмер насоса

Подача

Q, м3

Потребляемая мощность

Nпотр, кВт

Удельные энергозатраты

Nуд, кВт·ч/м3

1

2

3

4

5

1

НМ 10000-210

7500

6000

0,8

2

НМ 10000-210

10000

6350

0,635

3

НМ 10000-210

11000

6300

0,573

4

НМ 5000-230

3000

2750

0,917

5

НМ 5000-230

5000

3300

0,660

6

НМ 5000-230

5750

3400

0,591

Анализ удельных затрат электроэнергии в зависимости от режима перекачки в области 0,8-1,2 Qопт показывает, что для каждого насоса НМ характеристики таковы, что эффективность работы насоса возрастает с увеличением подачи (Таблица 1).

Если потребляемую мощность записать через КПД насоса, то получим

формула 2.jpg    (2)

где ηнас – КПД насоса;

      ρ – плотность перекачиваемой среды;

      Р – дифференциальный перепад давления на насосе.

Рассмотрим как изменяются удельные затраты электроэнергии от режима перекачки и количества перекачивающих станций. На рисунке 2 даны зависимости напора Н и мощности N от подачи трех последовательно включенных центробежных насосов. Это кривые Н1, Н2, Н3 и N1, N2, N3, а также возможные характеристик трубопроводов Qта, Qтb, Qтс. Если из начала координат провести луч в любую точку на характеристике потребляемой мощности (например, точка а на рисунках 1,2), то мы увидим, что удельные энергозатраты представляют собой тангенс угла наклона α. Все точки, находящиеся на луче, соответствуют одинаковой величине энергозатрат. Анализ характеристик промысловых и магистральных центробежных насосов показывает, что с увеличением расхода Q удельные энергозатраты насосов уменьшаются. Это важный момент, который говорит в пользу применения депрессорных и противотурбулентных присадок и позволяет просто и наглядно анализировать эффективность перекачки.  


Рисунок 2 - Зависимости напора Н и мощности N от подачи трех последовательно включенных центробежных насосов

Если есть необходимость увеличения расхода с Q1 до Q3 по характеристике Н3, то это можно осуществить путем установки лупинга, вставки или добавки в нефть депрессорной или противотурбулентной присадки. При этом наши усилия вознаграждаются, если затраты при переходе на новый режим окупаются за счет меньшего удельного расхода электроэнергии и увеличения объема перекачки. В результате можно оценить в какую сумму нам обойдется увеличение расхода по трубопроводу.

Рассмотрим случай, когда характеристика насоса с подключением очередной станции перемещается по неизменной характеристике трубопровода, например от точки b1 до точек b2 и b3 (рисунок 2). Из рисунка 2 следует, что с подключением каждой насосной станции удельные затраты насосов возрастают. Затраты также возрастают и с увеличением числа оборотов. При подрезке же рабочего колеса затраты будут уменьшаться. Эти выводы следуют и из формулы (2).

Пренебрегая особенностями рельефа, преобразуем формулу (2), используя уравнение Дарси-Вейсбаха, и получим удельные затраты электроэнергии на технологическом участке

формула 3.jpg(3)

Полученная формула позволяет определить удельные затраты электроэнергии Nуд в зависимости от конструктивных параметров трубопровода: L – длина и D – диаметр, а также технологических параметров: v – скорость движения жидкости в трубопроводе, λ – коэффициент гидравлического сопротивления трубопровода, ρ – плотность перекачиваемой среды и η – КПД насосного агрегата. Таким образом, удельные затраты электроэнергии определяются гидравлическими потерями в трубопроводе и эффективностью работы насосного агрегата.

Зная связь между величиной удельных затрат электроэнергии и мероприятиями, которые проводятся с трубопроводом или насосом, можно определить экономический эффект данных мероприятий.

Как пример, рассмотрим применение противотурбулентных присадок с целью увеличения объемов перекачки и возможного уменьшения энергозатрат. Если конструктивные параметры трубопровода неизменны, а эффективность присадки определяется как , то из формулы (3) можно получить

формула 4.jpg          (4)

где Qf – новый объем перекачки, полученный за счет применения присадки;

      η0 и ηfq – КПД насосного агрегата при расходах Q0 и Qf, при этом через насос идет одна и та же жидкость без присадки.

Если добавить такую концентрацию присадки, чтобы выполнить плановое задание по увеличению Qf, то по формуле (4) найдем насколько изменяться удельные затраты электроэнергии, а зная затраты на мероприятия по добавлению присадки мы определим, насколько эффективно применение присадки в целом.

При переходе от расхода Q0 до Qf удельные затраты уменьшаются на величину ΔN = N0 - Nf, что в денежном выражении составляет ΔN·Рэл, где Рэл – стоимость электроэнергии.

В таком случае прибыль от применения присадки составит

формула 5.jpg,                            (5)

где ΔЗ – затраты на осуществление технологического процесса перекачки с присадкой;

τ – время действия присадки;

ΔТ – дополнительная тарифная выручка от увеличения производительности трубопровода.

Аналогичным образом, формулы (3) и (4) позволяют рассчитать эффективность работы трубопровода при транспорте нефти от НПС до НПС или на технологическом участке от резервуарного парка до резервуарного парка. При изменении свойств перекачиваемой среды берутся различные значения λ и КПД насосного агрегата. Значения λ будут задаваться для ньютоновских и неньютоновских жидкостей, смесей различных нефтей, или при добавлении в нефть конденсата, депрессорных или противотурбулентных присадок. Значения λ необходимо брать по лабораторным исследованиям или по известным литературным источникам. Полученные теоретические зависимости требуют апробации в условиях промышленного эксперимента.

 

Выводы

 

1. Полученные зависимости дают связь между удельными затратами электроэнергии и коэффициентом полезного действия насосного агрегата.

2. Также полученные зависимости позволяют оценить эффективность применяемой противотурбулентной присадки в денежном выражении.

 

Литература

 

1. О формировании грузопотоков нефти в системе магистральных нефтепроводов ОАО «АК «ТРАНСНЕФТЬ»/ Кацал И.Н., Ляпин А.Ю., Дубовой Е.С. и др.//Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – М: НИИ Транснефть, 2016. – №2(22) – С.92-95.

2. Новоселов В.Ф., Левин В.С. Управление магистральными нефтепроводами при неполной информации // Трубопроводный транспорт нефти: Сб. научн. тр. - Уфа: ВНИИСПТнефть, 1981. - С.105-109.

3. Новоселов В.Ф., Левин В.С., Веремеенко А.А. К планированию перекачки нефти по магистральному нефтепроводу // Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов. - М.: ВНИИОЭНГ, 1980. - № 1. - С.23-24.

4. Сравнительный анализ удельных показателей транспортировки нефти на технологических участках/ Мызников М.О., Исакова Е.В., Куликов А.С.//Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4 (12). С. 36-41.

5. Ахмадуллин К.Р. Методы расчета и регулирования режимов работы насосных станций магистральных нефтепродуктопроводов // Нефтяное хозяйство. № 3. 2005. С. 100 - 103.

6. Богданов Р.М. Методика расчета структуры потребления электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти// Нефтегазовое дело. 2012. №1 с. 58-69.

7. Богданов Р.М. Расчет норм потребления электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти //Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, № 1.

8. Гольянов А.И., Михайлов А.В., Нечваль А.М., Гольянов А.А. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 1998. № 10. С. 16 – 18.

9. Гумеров А.Г., Борисов К.А., Козловский А.Ю. Внедрение энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. с. 85 – 88.

10. Вязунов Е.В., Голосовкер В.И., Щепетков Л.Г. Оптимальное управление нефтепроводом и оценка его эффективности // Нефтяное хозяйство. 1974. - № 5.

11. Кутуков С.Е., Бахтизин Р.Н. Мониторинг энергопотребления магистральных нефтепроводов.// Пробл.сбора, подгот.и трансп. нефти и нефтепродуктов : Сб.тр. /ИПТЭР; ТрансТЭК. - Уфа, 2003. - Вып.62.-С.46-49.

12. Маракасов В.Ф., Чернова О.В., Хозяинова Т.В., Программный комплекс «Расчет оптимальных режимов нефтепроводов для перекачки нефтей со сложными реологическими свойствами», Ухтинский государственный технический университет, 25 с.

13. Трубопроводный транспорт нефти/ С.М. Вайншток, В.В. Новоселов, А.Д. Прохоров, А.М. Шаммазов и др.; Под ред. С.М. Вайнштока: Учеб. Для вузов: в 2т. – М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2004. – Т.2. – 621 с.

14       А.И. Гольянов, А.А. Гольянов, С.Е. Кутуков. Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов // Проблема сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов, № 4, 2017.

15.     Л.Г. Колпаков. Центробежные насосы магистральных нефтепроводов. М: Недра, 1985.

16.     Ревель-Муроз П.А. К вопросу комплексного подхода к расчету эффективности работы магистрального нефтепровода и магистральных насосных агрегатов // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2017, № 1 (28), с. 42 – 47.

17.     С.Г. Бажайкин, С.Е. Кутуков, А.И. Гольянов, А.С. Михеев. Влияние изменения режимов работы центробежного насоса ми трубопровода на эффективность перекачки // Тезисы докладов XIII Международной научно-практической конференции 23-24 мая 2018 г. Уфа, Издательство УГНТУ.

18.     Гольянов А.И., Гольянов А.А. Влияние характеристик центробежных насосов на энергетические показатели работы магистральных нефтепроводов. // НИС, ЦНИИТЭНЕФТЕХИМ. Сер. «Транспорт и хранение нефтепродуктов». Вып. 10-11 , 2002, с. 29-35.

19.     Гольянов А.И., Жолобов В.В., Несын Г.В., Семин С.Л., Ширяев А.М. Снижение гидродинамического сопротивления при течении углеводородных жидкостей в трубах противотурбулентными присадками. Научный обзор истории вопроса // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 2. С. 80-87.

20.     Обзор методов оценки энергоэффективности магистральных нефтепроводов / А.И. Гольянов, А.А. Гольянов, С.Е. Кутуков // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2017. №4 (110). С.156 - 170.


Полная версия доступна после покупки

Авторизироваться
Читайте также
Система Orphus