CC BY
35
УДК 621.311 А. С. Фиков
ЭКСПРЕСС-ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛА ЭНЕРГОСБЕРЕЖЕНИЯ ОТ УПРАВЛЕНИЯ СИСТЕМОЙ НЕФТЕПРОВОДА
Предложен метод экспресс-оценки потенциала энергосбережения в технологическом процессе трубопроводного транспорта нефти за счет управления системой нефтепровода, позволяющий объективно формировать задание целевого показателя по энергосбережению. Метод основывается на сравнении энергоэффективности двух участков нефтепровода.
Введение
В Республиканской программе энергосбережения на 2006-2010 гг. отмечено, что обеспеченность РБ собственными топливно-энергетическими ресурсами (ТЭР) составляет 15 % от общей их потребности
[1]. С целью повышения энергетической безопасности страны Правительством РБ поставлена задача достижения к 2012 г. не менее 25 % уровня обеспеченности ТЭР за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии
[2]. Снижение потребности в импортируемых энергоресурсах достигается, в первую очередь, за счет энергосбережения. По данным Организации Объединенных Наций [3] потенциал энергосбережения республики составляет около 30 % всего объема потребляемых в стране первичных энергоресурсов. Укрупненные значения потенциала энергосбережения по отраслям народного хозяйства, полученные методом экспертных оценок, приведены в табл. 1.
Табл. 1. Потенциал энергосбережения в Республике Беларусь на начало 1999 г.
Отрасль Потенциал энергосбережения млн т у. т.
Энергетика 2,6
Химия и нефтехимия 4,2
Машиностроение и металлообработка 0,6
Топливная 0,55
Строительные материалы 0,35
Пищевая 0,4
Прочие отрасли промышленности 0,25
Коммунально-бытовой сектор 4,8
Сельское хозяйство 0,85
Прочие потребители 0,3
Всего 14,9
Потенциал энергосбережения конкретного потребителя ТЭР определяется исходя из результатов энергетического обследования. Начальной фазой энергетического обследования промышленного по-
требителя (ПП), носящей малозатратный и относительно самостоятельный характер, выполняемой с целью оценки общего состояния энергоиспользования является предварительное энергетическое
обследование [4]. В ходе проведения предварительного энергетического обследования проводятся укрупненная оценка потенциала энергосбережения и основные направления его реализации. При проведении полного энергетического обследования ставится задача разработки пятилетней программы по энергосбережению с ее технико-экономическим обоснованием. Результаты энергетического обследования должны использоваться для формирования задания целевого показателя (ЦП) по энергосбережению. При этом необходимо учитывать, что реализация выявленного потенциала энергосбережения не может быть осуществлена в течение одного года. Законодательством РБ установлен максимальный интервал между энергетическими обследованиями, который не должен превышать пять лет [5]. Годовое задание целевого показателя по энергосбережению может быть рассчитано как 1/5 выявленного потенциала энергосбережения.
Постановка задачи
Анализ годовых заданий ЦП по министерствам и ведомствам РБ показал, что в целом по стране отмечается устойчивая тенденция к росту задания ЦП. В 2001 г. задание ЦП свыше 8 % было запланировано для 24 % ПП, а в 2004 г. такое задание получили до 90 % ПП [6]. Однако существует проблема объективности формирования таких заданий. Эти задания должны формироваться исходя из потенциала энергосбережения каждого министерства, каждой отрасли промышленности с учетом индивидуальных особенностей каждого ПП. Для этого требуется методическая база, позволяющая выявлять и объективно оценивать потенциал энергосбережения. Актуальной является задача совершенствования системы энергетического обследования ПП.
Для предприятий трубопроводного транспорта нефти разработана и утверждена «Методика оценки экономии электрической энергии при проведении энергосберегающих мероприятий в технологическом процессе транспортировки нефти», основанная
64
на построении регрессионной модели зависимости электропотребления от воздействующих факторов и позволяющая учитывать индивидуальные особенности участка нефтепровода [7]. Методика используется при проведении полного энергетического обследования. В рамках предварительного энергетического обследования резервы экономии ТЭР в технологических процессах ПП целесообразно оценивать экспресс-методом: рассматривать не конкретные энергосберегающие мероприятия с последующим суммированием эффекта от их проведения, а проводить укрупненный анализ энергоэффективности технологической системы ПП в целом. Для комплексного методического обеспечения предприятий трубопроводного транспорта нефти в области выявления и оценки резервов экономии ТЭР ставится задача разработки методики экспресс-оценки потенциала энергосбережения, применимой для проведения предварительного энергетического обследования.
Предлагаемый способ решения
Реализация метода экспресс-оценки потенциала энергосбережения не возможна без сравнительного анализа обследуемого и эталонного технологических процессов. Для предприятий трубопроводного транспорта нефти в качестве эталонов технологического процесса могут рассматриваться участки нефтепровода с наилучшими (в смысле минимума энергозатрат) управляемыми технологическими параметрами транспортировки нефти. Такими технологическими параметрами могут быть КПД и эквивалентный диаметр нефтепровода, являющиеся одновременно характеристиками двух основных технологических подсистем: нефтеперекачивающие станции, линейная трубопроводная часть.
Под КПД участка нефтепровода понимается средневзвешенный по затратам электрической энергии (ЭЭ) за рассматриваемый период времени КПД
насосных агрегатов (НА). КПД нефтепровода изменяется вследствие: изменения загрузки нефтепровода; включения в работу различной комбинаторики НА с отличающимися энергетическими характеристиками; изменения энергетических характеристик НА за счет физического износа и проведения ремонтных работ.
Эквивалентный диаметр нефтепровода - условный диаметр сложного нефтепровода (по количеству ниток, наличию лупингов и последовательно соединенных участков нефтепровода различного диаметра), представленного в виде однониточного нефтепровода неизменного диаметра, обеспечивающий равенство гидравлических потерь при заданном расходе нефти по длине однониточного и сложного нефтепроводов. Эквивалентный диаметр является индикатором изменения гидравлического сопротивления линейной части нефтепровода вследствие: физического изменения внутренних диаметров трубопроводов за счет накопления и очистки нефтешлама; изменения местных гидравлических потерь; изменения гидравлического режима транспортировки нефти при добавлении проти-вотурбулентных присадок.
Управление системой нефтепровода с точки зрения энергосбережения включает в себя ряд задач: управление НА (в том числе поддержание фактических КПД, близких к паспортным значениям), управление линейной частью нефтепровода (в том числе поддержание фактических значений эквивалентного диаметра нефтепровода близким к паспортным).
Для экспресс-оценки годового потенциала энергосбережения предложен метод, основанный на сравнении энергоэффективности П, %, двух (1, ] ) участков нефтепровода в соответствии с выражением [8]
П =
0,28-(п
ш1 + п 1 -Ш1
й ’’ год ^хг| год;
5- ОЭЗ_
(1)
где 0,28 - переводной коэффициент затрат ЭЭ в условное топливо, т у. т./(тыс. кВт-ч);
пй - выявленный резерв экономии ЭЭ
за счет увеличения эквивалентного диаметра нефтепровода в процентах относительно годового потребления ЭЭ 1 -го участка нефтепровода; Шггод - годовое потребление ЭЭ 1 -м участком нефтепровода, тыс. кВт-ч; П^ - выявленный резерв экономии ЭЭ за счет увеличения КПД нефтепровода в процентах относительно годового потребления ЭЭ 1 -го
участка нефтепровода; Ш1’од - годовое потребление ЭЭ 1 -м участком нефтепровода, тыс. кВт-ч; 5 - интервал между двумя энергетическими обследованиями, лет; ОЭЗгод - годовые обобщенные энергозатраты предприятия, т у. т.
Отметим, что оценивать резервы экономии ЭЭ за счет увеличения эквивалентного диаметра и КПД нефтепровода путем прямого сравнения значений данных параметров 1-го и 1-го участков нефтепровода нельзя. В этом случае потенциал энергосбережения будет завышен. Каждый участок нефтепровода, как и каждый тип НА, уникален и имеет свои конструкционные особенности, закладываемые на стадии проектирования и монтажа. В условиях постоянно проводимой реконструкции и модернизации технологического оборудования их различия лишь усиливаются. Полный перенос технологических решений с одного участка нефтепровода на другой невозможен, так как внедрение одного и того же технологического энергосберегающего мероприятия на различных участках нефтепровода может потребовать различных проектных решений. Для экспресс-оценки потенциала энергосбережения необходимо использовать значения КПД и эквивалентного диаметра нефтепровода, отнесенные к своим номинальным значениям. Тем самым обеспечивается сопоставимость условий функционирования участков нефтепровода.
Резерв экономии ЭЭ за счет увеличения эквивалентного диаметра уча-
стка нефтепровода Пгй, %, рассчитывается по выражению [8]
П = <, (1 - )И00, (2)
где е'а - коэффициент эластичности расхода ЭЭ по эквивалентному диаметру /-го (с меньшей величиной отношения йэф /йэн)
участка нефтепровода; йэф1, йэф2 - фактические средние за рассматриваемый период эквивалентные диаметры первого и второго участков нефтепровода, м; йэн1, йэн2 - номинальные средние за рассматриваемый период эквивалентные диаметры первого и второго участков нефтепровода, м.
Номинальное значение эквивалентного диаметра нефтепровода йэ, м, рассчитывается на основе геометрических парамет-
ров нефтепровода на основе известных зависимостей [9]:
- для лупинга (рис. 1, а)
4,75/1,75
-ч 1,75/4,75
(3)
где й1 - внутренний диаметр 1-й нитки
нефтепровода, м;
- для вставки (рис. 1, б)
й э = 4,751
(4)
где й1 - внутренний диаметр 1-го участка нефтепровода, м; 1 - протяженность 1-го участка нефтепровода, км.
а)
б)
йх
й 2
Рис. 1. Расчетная схема определения йэ : а - лупинг; б - вставка
I
I
2
3
Фактическое значение эквивалентного диаметра рассчитывается по выражению [9]
в
д2~т • ут •
Ь
АН
(5)
где в и т - коэффициенты, характеризующие режим течения нефти, принимающие значения в зоне Блазиуса, в = 0,0246, с2/м, т = 0,25; д - производительность участка нефтепровода, м3/с; V -кинематическая вязкость нефти, м2/с; Ь -протяженность участка нефтепровода, м;
АН - потери напора по длине участка нефтепровода, м.
Наиболее трудоемкой частью расчета параметра Пгй является определение коэффициента эластичности. Известно, что аналитические зависимости недостаточно точно описывают режимы потребления ЭЭ участков нефтепровода [10-12], вследствие чего для расчета ей пр именяется регрессионная модель зависимости электропотребления от влияющих факторов Ш, кВт-ч/сут [10, 11]:
(6)
где в р - коэффициент регрессии,
кВт-ч/(тыс. т-км); Р - грузооборот нефти, тыс. т-км/сут; вч - коэффициент регрессии, кВт-ч-с/(м2-сут); V - вязкость нефти, м2/с; вй - коэффициент регрессии,
кВт-ч/(м-сут); йэ - эквивалентный диаметр нефтепровода, м; в0 - свободный
член уравнения регрессии, кВт-ч/сут.
Алгоритм построения модели режимов электропотребления может быть представлен в следующем виде [11]:
1) формируются суточные временные ряды расхода ЭЭ и факторов, включенных в модель на временном интервале I = 1,2,... , п":
2,..., п"
1г=1,2,.., п", {р }=1,
{t }t=1, 2,., п , ^э, }=1, 2,., п" ;
2) сформированные временные ряды очищаются от календарных эффектов (исключаются сутки, соответствующие первому и последнему числам месяца при несовпадении начала отсчета объемов транспортируемой нефти и расхода ЭЭ в первый день месяца):
{Ш },=.,2...п- {Р }t=,.
{ч| }=1,2.п ’ {йи ](=1
2,...,п' ’
2,...,п' ’
п = п" — ЫК,
где ЫК - количество суток, исключенных из временных рядов;
3) в зависимости от длины временных рядов п и цели построения модели выбирается период усреднения т и по выражениям (7) рассчитываются сглаженные временные ряды (8):
1 г+т—1 __ 1 t+т—1
Ш, = . Р' = -VР ■
т т 1=
_ 1 г+т—1 __ 1 ,+т—1
Ч' = - ЕЧ1 , йэ t = - V йэг ; (7)
к Ь,г.........,.
=1,2,..,п’ г, к=1,2, ...,п
}=1,2,...,п , йt }'=1,2,.,п ;
п = п'— (т — 1); t = 1,2,.,
(8)
п.
Для оценки экономии ЭЭ от проведения энергосберегающих мероприятий т =30 сут, поскольку в РБ сложилась система ежемесячной статистической отчетности по экономии ТЭР;
4) методом наименьших квадратов на выбранном интервале грузооборота строится модель расхода ЭЭ от сглаженных значений грузооборота и вязкости нефти, эквивалентного диаметра нефтепровода по выражению (6);
5) рассчитывается регрессионная статистика, позволяющая оценить качество модели; последнее характеризуется как максимальной относительной погрешностью 5тах, так и среднеквадратичным отклонением относительной погрешности а;
6) с использованием ^-критерия и ^критерия проверяется значимость коэффициентов регрессии.
Коэффициент эластичности представляет собой отношение темпов роста зависимой переменной Ш к темпам роста независимой переменной йэ и позволяет судить, на сколько процентов изменится зависимая переменная при изменении независимой переменной на 1 % [11]:
АШ / Шбаз _ вй йэ
_______________баз
Айэ / йэ.баз
баз
(9)
баз
где АШ - изменение расхода электроэнергии за счет изменения исследуемого фактора, кВт-ч/сут; Шбаз - базисное значение расхода электроэнергии, кВт-ч/сут; Айэ - изменение исследуемого фактора при проведении энергосберегающего мероприятия, м; йэ.баз -базисное значение исследуемого фак-
1 =
тора, м; вй - коэффициент уравнения рег- параметра еа на основе выражений (6),
рессии (6), кВт-ч/(сут-м). (9) разработана номограмма (рис. 2).
Для облегчения инженерных расчетов
30
10-6 м2/с 20 15 10 5
чбаз
1,25 1,4 1,55 1,7 1,85 2,0 отн. ед. 2,45 5,3 5,4 5,5 5,6 5,7 млн т-км/сут 6,1
ей-----------► Р ---------►
Рис. 2. Номограмма определения коэффициента эластичности расхода ЭЭ по эквивалентному диаметру второго участка нефтепровода
Номограмма используется в следующей последовательности:
1) задаются базисным состоянием системы нефтепровода Рбаз, Vбаз; по выражениям (3), (4) рассчитывают параметр
йэ.баз ;
2) на правой оси абсцисс откладывают значение Рбаз ;
3) поднимаются от отложенного значения Рбаз вверх до соответствующего значения Vбаз;
4) двигаясь от полученной точки влево до пересечения с кривой йэ.баз , на
левой оси абсцисс находят значение ей .
Резерв экономии ЭЭ за счет увеличения КПД 1-го (с меньшей величиной отношения пф/пн ) участка нефтепровода
ПП, %, предложено рассчитывать по выражению
П П =(1 — п ф1-Л н2/Л ф2'Л н1)-100, (10)
где пф1, Пф2 - фактические средние КПД первого и второго участков нефтепрово-
^ н1 н2
да за исследуемый период; п , Л -
номинальные средние КПД первого и второго участков нефтепровода за исследуемый период.
Отличительной особенностью современных условий функционирования предприятий трубопроводного транспорта нефти является технологическая незавершенность участков нефтепровода, вызванная распадом СССР, когда нефть транспортируется по участку нефтепровода за счет работы НА, расположенных на территории двух сопредельных государств. Для решения поставленной задачи необходимо исключить влияние работы НА отдающей (российской) стороны
на оценку КПД нефтепровода принимающей (белорусской) стороны. Величину пф с использованием диспетчерских данных предложено определять как отношение затраченной ЭЭ в течение суток на преодоление гидравлического сопротивления нефтепровода к фактически потребленной ЭЭ работавшими в данные сутки НА. Поскольку компенсация гидравлических потерь на белорусской стороне участка нефтепровода осуществляется как за счет работы собственных НА, так и за счет НА российской стороны, то для исключения влияния технологической незавершенности участка нефтепровода на параметр пф из гидравлических потерь принимающей стороны следует вычесть напор перед первой нефтеперекачивающей станцией участка нефтепровода. Поскольку создаваемый напор в конце участка нефтепровода полезно расходуется на закачку нефти в резервуар-ный парк либо на создание подпора, исключающего кавитацию в НА украинской стороны, то при расчете параметра г\ф данный напор необходимо прибавить к гидравлическим потерям рассматриваемого участка нефтепровода:
Н
Пф =^ = \24 V 4,-р,( — Н" + Н'')±О—
(11)
где Шп - количество полезно затраченной ЭЭ на преодоление гидравлического сопротивления участка нефтепровода, кВт-ч/сут; Шф - суммарное фактическое суточное потребление ЭЭ насосными агрегатами участка нефтепровода, кВт-ч/сут; р - среднесуточная плотность нефти, кг/м3; г - номер нитки участка нефтепровода; п - количество ниток участка нефтепровода; - среднесуточный
расход нефти по нитке нефтепровода, м3/с; АН, - полные потери напора по
нитке нефтепровода (включая станционные потери и потери на системе автомати-
ческого регулирования), м; Н" - напор в
нитке нефтепровода перед первой нефтеперекачивающей станцией участка нефтепровода, м; Нг - напор в нитке нефтепровода перед резервуарным парком либо перед первой нефтеперекачивающей
станцией принимающей (литовской или латвийской) стороны, м; О - величина попутного приема (сдачи) нефти по участку нефтепровода, т/сут (знак «+» соответствует сдаче нефти, знак «-» - приему нефти); Н - напор в точке попутного приема (сдачи) нефти, м; g - ускорение свободного падения, м/с2.
Фактическое значение КПД НА всегда несколько ниже паспортного вследствие механического износа. Основным фактором, снижающим КПД НА, является увеличение зазора в щелевом уплотнении, при этом в период между капитальными ремонтами КПД может снижаться на 8.. .10 % [13].
Номинальное средневзвешенное значение КПД насосных агрегатов участка нефтепровода определяется по выражению
П
н г=1,...,п
(12)
г=1,...,п
где Шсфт1. - фактическое суточное потребление ЭЭ /-м НА, кВт-ч; пн - номинальное значение КПД /-го НА, определяемое по паспортной характеристике при среднесуточном расходе нефти с учетом КПД электродвигателя; п - количество работающих НА за рассматриваемые сутки, шт.
Пример расчета
В основу метода экспресс-оценки потенциала энергосбережения одного из белорусских предприятий трубопроводного транспорта нефти легла суточная статистика по технологическим и электрическим параметрам транспортировки нефти двух наиболее энергоемких участ-
н
ков нефтепровода за период с 13.05.2005 по 27.08.2005 г. (рис. 3).
Произведем расчет фактического значения эквивалентного диаметра
2-ниточного первого участка нефтепровода протяженностью 130 км на 13.05.2005 г.
Параметр АН , м А , м 1г м 1г м , м3/с р, кг м3 V. 10'6 м/с2 б'.г І1, м !Г\ кВт-ч
Нитка 1 1 о 1 1 -і 1 О 1 Л 1 О 1 1 1+2
13.05.2005 847 "1 660 102 103 30 26 1,236 1.959 860 860 12.9 12,8 0 0 558445
14.05.2005 842 724 767 657 101 103 32 28 1.232 1.962 861 860 12,8 14,3 0 0 558116
15.05.2005 845 728 770 638 103 106 34 28 1.234 1.952 860 860 13,4 13.2 0 0 558395
16.05.2005 845 724 767 657 100 101 ->7 26 1.245 1.956 861 860 13,2 13,3 0 0 557694
17.05.2005 842 725 765 658 96 98 ">7 25 1.237 1.954 861 861 13,8 13,8 0 0 557970
18.05.2005 850 729 "1 661 101 103 25 1,236 1.950 860 860 12.9 12,8 0 0 558662
19.05.2005 846 728 768 661 100 102 26 24 1.241 1.956 860 860 13.1 13,1 0 0 558293
20.05.2005 847 729 769 660 104 10' 28 26 1.238 1.955 860 859 12.9 12.7 0 0 557949
22.05.2005 843 724 765 657 106 108 36 32 1,137 1.960 859 859 12,8 12,4 0 0 556743
23.05.2005 838 724 760 657 104 107 38 31 1.240 1.963 860 859 13.0 13,0 0 0 556481
27.05.2005 841 7 '63 655 113 114 43 37 1,237 1.9'5 859 858 12.5 11.9 0 0 555962
28.05.2005 845 725 768 663 108 111 *>7 26 1.245 1.979 858 858 12.1 11.4 0 0 555326
29.05.2005 841 "П 765 656 105 10' ■*>7 26 1.247 1.984 858 858 12.1 11.6 0 0 554558
30.05.2005 836 717 760 652 107 109 36 л •% ЛЭ 1,150 1.983 858 858 11,9 12,5 0 0 541938
Рис. 3. Фрагмент информационной базы данных по технологическим и электрическим параметрам транспортировки нефти
Эквивалентный диаметр первой нитки согласно выражению (5) составит
= Ч50,0247
= 0,807 м.
1,236і-75 • (і2,9-10-6)0,25 • 130000 771
Эквивалентный диаметр второй нитки составит
й э2 = Ч50,0247
= 0,989 м.
1,9591,75 • (12,8-10-6)0 25 • 130000
• 660
Эквивалентный диаметр участка нефтепровода согласно (3) равен
4,75 Г 1,75
0,8071/5 + 0,989
1,75
4.75 ^475
1.75
= 1,169 м.
Аналогичным образом рассчитываются эквивалентные диаметры участков нефтепровода за рассматриваемый период. Среднеарифметические значения эквивалентных диаметров за рассматриваемый период составили: 1,166 м - первый участок нефтепровода; 1,050 м -второй участок нефтепровода. Номинальные значения эквивалентных диаметров составляют: 1,184 м - первый участок нефтепровода; 1,072 м - второй участок нефтепровода.
Произведем расчет фактического значения КПД первого участка нефтепровода на 13.05.2005 г.:
Пф = [(24 • (1,236-860-(847 -102 + 30) +
+1,959-860(727 -103 + 26)) + 0-—) х
3,6
х 9,807 • 10-3 ]/558445 = 0,808.
Аналогичным образом рассчитываются КПД участков нефтепровода за рассматриваемый период. Среднеарифметиче-
ские значения фактических КПД за рассматриваемый период составили: 0,810 -первый участок нефтепровода; 0,763 -второй участок нефтепровода. Для расчета номинального КПД нефтепровода воспользуемся данными табл. 2.
Табл. 2. Суточное потребление электрической энергии насосными агрегатами второго участка нефтепровода на 13.05.2005 г.
Двигатель СТД-5000 СТД-5000 СТД-5000 4АРМП-2500
Насос НМ7000х210 НМ7000х210 НМ7000х210 НМ3600х230
Среднесуточное паспортное значение КПД НА 0,839 0,839 0,839 0,781
Расход ЭЭ, кВт-ч 105707 106742 105448 59087
Продолжение табл. 2
Двигатель 4АРМП-2500 АТД-2500 АРП-2500 Всего
Насос НМ3600х230 24 НД 14х1 24 НД 14х1
Среднесуточное паспортное значение КПД НА 0,781 0,860 0,860
Расход ЭЭ, кВт-ч 60541 61330 59590 558445
Номинальное значение КПД первого участка нефтепровода на 13.05.2005 г. согласно выражению (12) составит
Пн = [(105707 + 106742 + 105448 )х х 0,839 + (59087 + 60541 >0,781 +
+ (61330 + 59590 >0,86]/
/558445 = 0,831.
Усредненные номинальные значения КПД за рассматриваемый период составляют: 0,830 м - первый участок нефтепровода; 0,821 м - второй участок нефтепровода.
Наиболее близкими к номинальным являются фактические значения КПД и эквивалентного диаметра нефтепровода первого участка нефтепровода, являющегося «эталоном» по обоим рассматриваемым параметрам. Величину коэффициента эластичности по эквивалентному диаметру
второго участка нефтепровода определим по номограмме (см. рис. 2) при среднесуточных значениях грузооборота нефти Рбаз = 59516 тыс. т-км/сут, среднегодовой
вязкости нефти Убаз = 13,22-10"6 м2/с и эквивалентном диаметре нефтепровода ^эбаз =1,050 м. Коэффициент эластичности составит ва = 1,55.
Резерв экономии ЭЭ за счет увеличения эквивалентного диаметра П* %, согласно выражению (2) равен
П й = 1,56(1 -1,050-1,184/1,166-1,072) х х 100 = 0,84
от потребления ЭЭ НА второго участка нефтепровода.
Резерв экономии ЭЭ за счет увеличения КПД участка нефтепровода П^, %, согласно выражению (10) равен
П п = (1 - 0,763-0,83 0/0,810-0,821) 100 =
= 4,77
от потребления ЭЭ НА второго участка нефтепровода.
Произведем расчет годового потенциала энергосбережения. Годовое потребление ЭЭ НА второго участка нефтепровода за 2005 г. составило 324 891 тыс. кВт-ч. Обобщенные энергозатраты предприятия за аналогичный период 159 158 т у. т. Годовой потенциал энергосбережения П, %, согласно выражению (1) составит
„ 0,28-(0,84-324891 + 4,77-324891) )
П = ——^----------------------------’- = 0,64
5-159158
или
0,64 % ■ 159158 т у. т. / 100 = 1019 т у. т.
Выводы
1. Для предприятий трубопроводного транспорта нефти разработан новый метод экспресс-оценки потенциала энергосбережения в технологическом процессе транспортировки нефти. Метод основывается на сравнении энергоэффективности двух участков нефтепровода по значениям КПД участков нефтепровода, их эквивалентному диаметру, отнесенных к номинальным значениям, а также с использованием коэффициента эластичности расхода ЭЭ по эквивалентному диаметру менее энергоэффективного участка нефтепровода. Коэффициент эластичности расхода ЭЭ по эквивалентному диаметру участка нефтепровода определяется на основе трехфакторной аддитивной регрессионной модели режимов потребления ЭЭ участка нефтепровода, где в качестве независимых переменных включены грузооборот, вязкость нефти, эквивалентный диаметр нефтепровода.
2. Разработанный метод позволяет получить следующие практические результаты: производить предварительное энергетическое обследование предприятий трубопроводного транспорта нефти;
оценивать потенциал энергосбережения в технологическом процессе трубопроводного транспорта нефти за счет управления участками нефтепровода; формировать годовое задание целевого показателя по энергосбережению.
3. Предложенный метод экспресс-оценки потенциала энергосбережения предприятий трубопроводного транспорта нефти позволил обосновать годовое значение задания целевого показателя по энергосбережению на уровне 0,64 %.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. О Республиканской программе энергосбережения на 2006-2010 гг. : постановление Совета Министров Респ. Беларусь, 2 фев. 2006 г., № 137 // Нац. реестр правовых актов Респ. Беларусь. - 2006. - № 24. - 5/17219.
2. Об утверждении Целевой программы обеспечения в республике не менее 25 % объема производства электрической и тепловой энергии за счет использования местных видов топлива и альтернативных источников энергии на период до 2012 г. : постановление Совета Министров Респ. Беларусь, 30 дек. 2004 г., № 1680 // Нац. реестр правовых актов Респ. Беларусь. - 2005. -№ 4. - 5/15414.
3. Энергоэффективность и энергетическая безопасность в Содружестве Независимых Государств // Организация Объединенных Наций [Электрон. ресурс]. - 2001. - Режим доступа : http : // www.unece.org / press / pr2001 / 01ene01r.pdf.
4. Поспелова, Т. Г. Основы энергосбережения / Т. Г. Поспелова. - Минск : Технопринт, 2000. - 356 с.
5. Об энергетическом обследовании организаций : постановление Совета Министров Респ. Беларусь, 29 июл. 2006 г., № 964 // Нац. реестр правовых актов Респ. Беларусь. - 2006. -№ 130. - 5/22726.
6. Показатели использования ТЭР // Ком. по энергоэффективности при Совете Министров Респ. Беларусь [Электрон. ресурс]. - 2004. -Режим доступа : http : // energoeffekt.gov.by / pokaz / pokaz. asp.
7. Методика оценки экономии электрической энергии при проведении энергосберегающих мероприятий в технологическом процессе транспортировки нефти : утв. Белорус. гос. конц. по нефти и химии, 23.11.05. - Минск,
2005. - 57 с.
8. Математическое моделирование режимов электропотребления сложных технологических комплексов для выявления потенциала
энергосбережения: отчет о НИР / ООО «АКАДЕМ-ТЕХ БИА» ; рук. темы Н. В. Токочакова. - Гомель,
2006. - 180 с. - № ГР 20065644.
9. Технологический расчет нефтепроводов : учеб. пособие / Э. М. Блейхер [и др.] - М. : Московский ин-т нефтехимической и газовой промышленности им. И. М. Губкина, 1981. - 82 с.
10. Токочакова, Н. В. Управление энергоэффективностью промышленных потребителей на основе моделирования режимов электропотребления / Н. В. Токочакова // Изв. высш. учеб. завед. и энергет. объед. СНГ. - Энергетика. - 2006. - № 3. -С. 67-75.
11. Токочакова, Н. В. Математическое обеспечение задач энергетического обследования технологического процесса транспортировки неф-
ти / Н. В. Токочакова, А. С. Фиков // Вестн. МГТУ. - 2006. - № 2. - С. 169-177.
12. Велиев, М. М. Оптимизация энергозатрат на перекачку нефти на основе генетических алгоритмов / М. М. Велиев, Г. З. Нигмату-лин // Надежность и безопасность трубопроводного транспорта : материалы IV междунар. на-уч.-техн. конф., 21-23 октября 2003 г. - Ново-полоцк : Полоц. гос. ун-т, 2003. - С. 45.
13. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций : РД 39-30-1209-84. - Введ. 12.12.84. - Уфа : М-во нефтяной промышленности СССР : ВНИИСПТнефть, 1985. - 278 с.
Гомельский государственный технический университет им. П. О. Сухого
Материал поступил 07.02.2007
A. S. Fikov
Express-estimation of power savings potential from the management of system of the oil system pipeline
Gomel State Polytechnic University named after P. O. Sykhoi
The method of an express-estimation of power savings potential in technological process of pipeline transport of petroleum is offered due to management of system of the oil pipeline, allowing objectively to form the task of a target parameter on power savings. The method is based on comparison the power efficiency of two sites of an oil pipeline.
