CC BY
87
УДК:665.6:502.17
Н. Д. Филимонова*, Б.В. Ермоленко
Российский химико-технологический университет им. Д.И. Менделеева, Москва, Россия 125480, Москва, ул. Героев Панфиловцев, д. 20
* natasha-filimon@yandex.ru
ГИБРИДНЫЕ СИСТЕМЫ ЭНЕРГОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕПЕРКАЧИВАЮЩИХ СТАНЦИЙ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
Обоснована целесообразность замены традиционной системы энергоснабжения нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов страны на энергоснабжение, ориентированное на использование возобновляемых источников энергии. На примере одной из НПС магистрального нефтепровода Восточная Сибирь - Тихий океан проведен расчет потребности НПС в электрической и тепловой энергии. Оценены топливный и нефтяной потенциалы ветровой энергии по месяцам года в точке строительства объекта. Выбраны тип, мощность и количество ветроустановок проектируемой системы энергоснабжения. Определены тип и количество аккумуляторов, необходимых для обеспечения надежности энергоснабжения. Предложена схема гибридной системы энергоснабжения НПС.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод; нефтеперекачивающая станция; гибридная система энергоснабжения; ветроэнергетические установки; аккумуляция энергии; сбережение нефти; снижение воздействия на окружающую среду
В 2015 году в Российской Федерации было добыто 533 млн. т нефти (включая газовый конденсат), которую необходимо было доставить на нефтеперерабатывающие заводы и другим потребителям сырой нефти. Одними из наиболее эффективных средств транспортировки нефти и нефтепродуктов по территории России являются магистральные трубопроводы. Магистральные нефтепроводы и нефтепродуктопроводы (МНП) -инженерные сооружения, состоящие из подземных, подводных, наземных и надземных трубопроводов протяженностью свыше 50 км диаметром от 219 до 1220 мм включительно и связанных с ними нефтеперекачивающих станций (НПС), хранилищ нефти (нефтепродуктов) и других технологических объектов, обеспечивающих транспортировку, приемку, сдачу этих видов продукции потребителям или перевалку ее на другой вид транспорта. Экономические преимущества использования трубопроводного транспорта внутри страны определили структуру системы транспортировки нефти в Российской Федерации, где 90% ее транспортируется по трубопроводам. Подсчитано, что на доставку каждой тонны нефти по трубам требуется в десять с лишним раз меньше затрат, чем для ее перевозки по железным дорогам. По данным Федеральной службы государственной статистики на конец 2015 года протяженность магистральных нефтепроводов в России составила 55 тыс. км, а нефтепродуктопроводов - 19 тыс. км при средней их длине около 1000 км.
Транспортировку нефти (нефтепродуктов) по трубопроводам осуществляют
нефтеперекачивающие станции, которые по результатам гидравлических расчётов
располагаются, в основном, на расстоянии 50 - 150 км друг от друга. Несколько крупных нефтепроводов с межстанционным расстоянием, превышающим 200 км, являются достаточно редким исключением из общего правила. С учетом общей
протяженности нефтепроводов и
нефтепродуктопроводов, средней длины одного магистрального трубопровода и среднего расстояния между нефтеперекачивающими станциями (100 км) суммарное ориентировочное количество МНП и НПС в стране для проведения дальнейших чисто оценочных расчетов энергопотребления может быть принято равным 70 и 700 соответственно. По справочным данным [1], число часов использования максимальной нагрузки магистральных
трубопроводов составляет 7650-8400 час/год, а значения ориентировочных удельных показателей электропотребления на 1 км магистральных трубопроводов и одну и НПС с пересчетом на 100
километровое расстояние между ними и Экм = 1 млн.
кВт-час/км и ЭНПС = 100 млн. кВт-час/НПС. Отсюда
следует, что годовая потребность в электроэнергии на перекачку нефти и нефтепродуктов может быть оценена примерно в 70 млрд. кВт-час/год, что эквивалентно расходу около 24 млн. тонн условного топлива в год или 17 млн. т нефти.
Значительные расстояния транспортировки и длительные периоды низких температур на наибольшей части территории страны, загустение нефти и мазута уже при плюсовых температурах, склонность к парафинизации даже летнего дизельного топлива при температуре ниже +3 оС -все это приводит к необходимости подогрева большей части транспортируемой по трубопроводам нефти и нефтепродуктов. Если ориентироваться на технические решения швейцарской
производственно-инжиниринговой компания ENCE GmbH [2], работающей в этой области, то на нефтеподогревающей станции НПС магистрального трубопровода средней пропускной способности (мощности) можно установить одну печь конвекционного типа мощностью около 12 мВт и КПД=90%, использующую в качестве топлива
нефть, мазут или дизельное топливо. При коэффициенте использования мощности печи равном ким=0,7 суммарная годовая потребность в топливе на подогрев нефти и нефтепродуктов может быть оценена в 15,6 млн.тут/год или в 11,0 млн. т/год нефти.
С учетом этого суммарное потребление нефти для обеспечения работы насосных станций и систем подогрева на нефтеперекачивающих станциях может доходить до 28 млн.т/год, что составляет около 5,3 % от всей добываемой в стране нефти. Выработка электрической и тепловой энергии путем сжигания 28 млн.т нефти и нефтепродуктов сопровождается значительных негативным воздействием на окружающую природную среду. В атмосферу в течение года попадает около 35 млн.т/год загрязняющих веществ в СО- эквиваленте и 84 млн.т/год в СО2-эквиваленте.
На насосных установках НПС используется электрический привод, В большинстве случаев электродвигатели работают на электричестве, поступающем с тепловых электрических станций по двум воздушным линиям электропередачи напряжением 35 - 220 кВ, размещенным на отдельных опорах [1]. НПС, относящиеся к потребителям 1-й категории, питаются от двух независимых источников питания. Предполагается полное резервирование подачи энергии с помощью дизельных генераторов. Затраты на строительство и эксплуатацию линий электропередачи достаточно велики, зависят от длины ЛЭП, напряжения, материала опор, количества цепей на опоре, особенностей территории строительства и ряда других факторов. Протяженность линий электропередачи при длине трубопроводов около 70 тыс. км и прохождении многих участков трассы по слабо освоенным территориям, может быть весьма велика. Без учета затрат на сооружение подстанций на каждой из НПС и других электротехнических сооружений базовые показатели стоимости 1 км одноцепной ЛЭП напряжение 35 кВ на стальных опорах на начало 2016 года с учетом инфляции примерно составит около 1,3 млн. руб./км, напряжением 110 кВ - 1,65 млн. руб./км и 220 кВ -2,1 млн. руб./км. При оценке затрат следует также учитывать стоимость отторгаемых для строительство ЛЭП земель и ущербы, наносимые растительности и животному миру. Кроме того, при передаче энергии по ЛЭП с напряжением от 10 до 50 кВ теряется около 2,5%, от 50 до 500 кВ - около 1,5% электроэнергии. При производство
электрической энергии для перекачки нефти и нефтепродуктов используются традиционные источники энергии с суммарной мощностью не менее 10 тыс. мВт. При стоимости 1 мВт установленной мощности порядка 100 млн.руб. суммарная стоимость основных фондов тепловых электростанций составляет на сегодняшний день не менее 1 триллиона рублей.
Проведенный анализ свидетельствует об эколого-экономической целесообразности
проектирования новых магистральных
трубопроводов с системами энергообеспечения нефтеперекачивающих станций, построенных с использованием возобновляемых источников энергии. Кроме того, для экономии нефти, являющейся ценным химическим сырьем для полимерной и многих других отраслей химической промышленности, и предотвращения локального и глобального негативного воздействия на окружающую среду имеет смысл проектировать и внедрять на действующих НПС гибридные системы энергообеспечения, неориентированные на использование органических топлив для получения электрической и тепловой энергии.
В статье рассматривается возможность создания такой системы на примере одной из НПС магистрального нефтепровода Восточная Сибирь -Тихий океан. Протяженность нефтепровода - 4740 км, рабочее давление - 10 МПа; производительность - 70 млн.т. в год; количество нефтеперекачивающих станций - 21; диаметр труб - 1067 - 1200 мм; вязкость перекачиваемой нефти - 22-10- м /с; удален от населенных пунктов; отсутствует развитая инфраструктура; координаты места размещения НПС, для которой проектируется система энергообеспечения - 44о с.ш. и 133 о в.д.
В качестве основных источников энергии гибридной системы энергообеспечения предлагается использовать ветроэнергетические установки. Для увеличения коэффициента использования установленной мощности (КИУМ) предусмотрена установка аккумуляторных батарей, способных обеспечить энергоснабжение НПС в периоды штилей. В случае возможных аварийных ситуаций в действие вступают резервные дизельные генераторы, которые являются обязательным оборудованием систем энергообеспечения нефтеперекачивающих станций. Электрическая энергия, вырабатываемая ВЭУ, будет подаваться на электродвигатели, обеспечивающие работу насосов по перекачке нефти, и на конвекционные электрические печи подогрева, в которых нефть нагревается горячим водяным паром.
С учетом параметров нефтепровода выбраны количество, мощность и тип электродвигателей и печей подогрева, определены нагрузки и потребность в электрической энергии в каждом месяце года для этих потребителей с учет имеющихся тепловых потерь, температуры окружающей среды и требований эффективности перекачки нефти. Колебания нагрузки достаточно малы и находятся в интервале 42748 - 42752 кВт.
В качестве потенциальных источников энергии рассмотрены два типа ветроустановок, изготавливаемых компанией ENERCON: (1) ветроустановка Е-82Е2 установленной мощности 2 мВт с высотой мачты 80 метра, диаметром ветроколеса 82 м, установленной мощностью 2 мВт; (2) ветроустановка Е-115 с высотой мачты 100 метров, диаметром ветроколеса 115 м, установленной мощностью 3 мВт. Для выбора типа и мощности ВЭУ в качестве исходной информации использовались: кривые мощности ветрогенераторов
N¡(и) и N2(и) параметры КЯ (параметр формы кривой) и А (масштабный параметр скорости)
Ка,- Я
функции Вейбулла плотности распределения вероятностей скоростей ветра на базовой высоте кбаз.,Я=50 м по месяцам года в точке я расположения НПС, рассчитанные по результатам оценки в 2014 году; а - показатель уровня шероховатости поверхности земли, зависящий от типа подстилающей поверхности.
При постоянном значении параметра КЯ в рассматриваемой я-й точке строительства объекта для выбранных ветроэнергетических установок
параметр
А
к, я
функции распределения
вероятностей скоростей ветра на высотах кЯ=80 м и кя=100 м определялись с использованием следующего соотношения:
Ан, я -
к
^ баз., Я у
• А,
кбаз , Я
Рассчитанные значения параметров КЯ и Ак
позволили сформировать функции Вейбулла плотностей вероятностей скоростей ветра в рассматриваемой местности для заданных высот от поверхности земли и каждого т -го месяца года
А
к, я,т
(и) =
(
к, я,т
\К Я,т -
1
к, Я,т
к я
и оценить доступные мощности
соответствующих ВЭУ (/=1 и /=2) для этих периодов и высот в виде интеграла
и=0
В таблице 2 представлены результаты расчета доступных мощностей двух видов ВЭУ и значения их коэффициентов использования установленной мощности.
Анализ необходимой нагрузки НПС и возможностей ветроэнергетических установок по месяцам показал, что для надежного энергообеспечения систем перекачки и подогрева нефти потребуется 111 ВЭУ мощностью 2 мВт или 55 ВЭУ мощностью 3 мВт каждая. С учетом стоимости ветроустановок и площади отторгаемых земель экономически более выгодным является второй вариант, т.е. строительство
ветроэнергетической станции (ВЭС) общей установленной мощности 165 мВт, состоящей из 55 ветроустановок Е-115. Избыток электрической энергии, вырабатываемой ВЭС в осенние, зимние и весенние месяцы, может быть использован на собственные нужды НПС и для энергоснабжения расположенного рядом населенного пункта.
Для выбора количества, типа и схемы соединения аккумуляторов использовалась информация о вероятности штилей ршт.т и нагрузке НПС в дни штиля в различные месяцы года (табл. 3).
Таблица 1. Значения параметра А для разных высот
Месяц Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь
А(при h=80м) 6,73 6,59 5,879 6,13 5,35 4,77 4,74 4,68 5,13 6,33 6,68 6,88
А(при h=100 м) 7,16 7,05 6,32 6,63 5,79 5,16 5,05 5,06 5,55 6,82 7,16 7,34
к
Я
и
и
А
е
Таблица 2. Значения доступных мощностей и КИУМ ВЭУ
Месяц Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь
ВЭУ! Е-82Е2 N1 =2 уст ^ мВт, ^=80 м N ^*1 доп } кВт 0,697 0,675 0,557 0,601 0,486 0,403 0,389 0,388 0,454 0,633 0,688 0,723
КИУМ 0,35 0,34 0,28 0,3 0,25 0,2 0,2 0,2 0,23 0,32 0,35 0,37
ВЭУ2 Е-115 N -3 уст ^ мВт, Ь2=100 м № -^2 доп? кВт 1,293 1,261 1,079 1,156 0,952 0,803 0,779 0,778 0,895 1,203 1,296 1,341
КИУМ 0,45 0,45 0,39 0,41 0,34 0,29 0,28 0,28 0,32 0,43 0,46 0,47
Таблица 3. Количество запасаемой энергии
Месяц Январь Февраль Март Апрель Май Июнь Июль Август Сентябрь Октябрь Ноябрь Декабрь
ршт.т 2,48 2,81 4,65 3,74 6,41 8,78 9,21 9,02 7,18 3,29 2,33 2,15
1час шт.т 18,5 18,9 34,6 26,9 47,7 63,2 68,5 67,1 51,7 24,5 16,8 16,0
Э ^зап.т? мВт-час 788,8 807,3 1479,0 1151,2 2038,8 2702,5 2929,3 2868,9 2210,0 1046,4 717,2 683,8
С ориентацией на максимальный необходимый запас энергии (2929,3 мВт-час) выбраны литий-ионные аккумуляторы модели WB-LYP10000AHA номинальной емкости 10000 А»час и рабочим напряжением разряда 2,80 В в количестве 102 тыс. штук (1275 параллельных секций по 80 последовательно соединенных аккумуляторов).
Инверторы выбирались с учетом напряжения электродвигателей и максимальной нагрузки нефтеперекачивающей станции.
Предложена схема гибридной ветро-дизельной системы энергоснабжения нефтеперекачивающей станции с аккумуляцией энергии с использованием мощных литий-ионных аккумуляторных батарей, что позволяет сберечь значительное количество нефти и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.
Филимонова Наталья Дмитриевна, студентка IV курса бакалавриата факультета Биотехнологии и промышленной экологии РХТУ им. Д. И. Менделеева, Россия, Москва.
Ермоленко Борис Викторович, к.т.н., доцент, доцент кафедры промышленной экологии РХТУ им. Д. И. Менделеева, Россия, Москва.
Литература
1. Справочник по проектированию электрических сетей /под ред. Д. Л. Файбисовича. - 4-е изд., перераб. и доп. - М. : ЭНАС, 2012. - 376 с.
2. Оборудование компании ENCE GmbH для нефтегазовой и химической промышленности http://www.gas-burners.ru/oil heaters.php (дата обращения 29.05.2016)
3. http://en.winston-battery.com/index.php/products/power-battery/item/wb-lyp10000aha (дата обращения
02.06.2016)
N. D. Filimonova*, B. V. Ermolenko
Mendeleyev University of Chemical Technology of Russia, Moscow, Russia * natasha-filimon@yandex.ru
POWER SUPPLY HYBRID SYSTEMS OF OIL PUMPING STATIONS OF MAIN PIPELINES
Abstract
The expediency of replacement of the traditional system of power supply of oil pumping stations (OPS) of main oil and oil product pipelines of the country for energy supply based on renewable energy is proved. On the example of one of OPS of the main oil pipeline Eastern Siberia-Pacific Ocean is carried out calculation of its need for electric and thermal energy. Fuel and oil potentials of wind energy on months of year in a point of building of object are estimated. The type, power and the number of wind turbines of the designed system of power supply are chosen. The type and the number of the accumulators necessary for ensuring reliability of power supply are defined. The scheme of hybrid system of power supply of OPS is offered.
Keywords: main oil pipeline; oil pumping station; hybrid system of power supply; wind turbines; energy accumulation; oil saving; reducing the impact on the environment.
