К вопросу об энергоэффективности электроприводных лопастных насосов Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

УДК 622.276.054:621.311

В.Н. Ивановский1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; С.А. Карелина1

1 Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования «Российский государственный университет нефти и газа (Национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина» (Москва, Россия).

К вопросу об энергоэффективности электроприводных лопастных насосов

Статья посвящена путям решения проблемы повышения энергоэффективности оборудования, применяющегося при добыче нефти, в частности установок электроприводных лопастных насосов. Как правило, при закупке оборудования нефтяные компании принимают во внимание класс энергоэффективности оборудования, а также уровень цены, предлагаемой в рамках тендера. При этом покупатель сталкивается со своеобразной дилеммой. С одной стороны, цены на инновационные виды электроприводных лопастных насосов существенно выше, что обусловлено затратами производителя на разработку, исследования и вывод изделия в серийное производство. С другой стороны, как отмечают авторы статьи, не всегда повышенные цены на оборудование нового типа могут окупиться за счет экономии электроэнергии в период эксплуатации насосной установки за счет малого срока амортизации, как правило, не превышающего 3-4 года.

В то же время анализ работы большого количества скважин российских нефтяных компаний, оборудованных установками электроприводных лопастных насосов, показал, что в режиме, отличающемся от оптимального на ±10 %, работают лишь около 17 % установок. Еще около 40 % установок эксплуатируется в рабочей части характеристики, остальные работают с подачами, значения которых выходят за границы рабочего диапазона характеристик. Авторы статьи подчеркивают, что в такой ситуации около 80 % высокоэффективных насосных установок не имеют преимуществ перед установками с более низким максимальным коэффициентом полезного действия. Кроме того, вопросы вызывает тезис о возможности подстроить характеристику насоса к характеристике скважины, обеспечив работу насосной установки в оптимальном режиме за счет изменения частоты вращения. По мнению авторов статьи, данный тезис требует подтверждения расчетами. Пока же практика эксплуатации насосных установок показала, что обеспечить работу установки в режиме с высоким коэффициентом полезного действия только за счет частотного регулирования можно не всегда.

В целом авторы заключают, что повышение коэффициента полезного действия электроприводных лопастных насосов не должно сопровождаться снижением напорности ступени; энергетическая характеристика ступени и насоса в целом должна иметь широкую полку высоких коэффициентов полезного действия на большей части рабочего диапазона подач; энергоэффективность насосов необходимо определять не только в оптимальном режиме, но и в режимах, соответствующих границам рабочей части характеристики; в ряде случаев в рамках тендера необходимо применять поправочный коэффициент, понижающий класс энергоэффективности установок; следует ужесточить требования к подбору насосных остановок, обеспечив 100%-ный подбор оборудования с помощью современных программных продуктов.

Ключевые слова: энергоэффективность, установка, электроприводный лопастной насос, напор, коэффициент полезного действия.

V.N. Ivanovskiy1, e-mail: ivanovskiyvn@yandex.ru; S.A. Karelina1

1 Federal State Autonomous Educational Institution for Higher Education "Gubkin Russian State University of Oil and Gas (National Research University)" (Moscow, Russia).

On the Issue of Energy Efficiency of Electric Centrifugal Pumps

The article focused on solutions of the problem of the energy efficiency enhancing of the equipment, that is applied while oil is extracted by vane pump units with electric drive. As a rule, during the equipment procurement, the oil companies consider the class of the energy efficiency as well as the level of the price that is suggested during the tender. Herein, the customer meets challenge. On the one side the prices for the new types of the vane pump packages with the electric drive are level higher. These prices can be explained by the producer's expenses for the item designing,

36

№ 3 март 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

research and manufacturing. On the other side, the authors of the article assign, that the enhanced prices of the new-type equipment can be justified not in every instance due to the reduced energy consumption during the period of the pump unit operation for a small depreciation period that does not usually exceed 3-4 years. At the same time, the analysis of a number of wells from the oil companies from the Russian Federation that are equipped with the electric-driven vane pump units, showed that only about 17 % of the units operate in the mode that differ from the optimal mode by 10 %. About 40 % of the units work in the operating performance of pump and the rest operate with the pump rate that go beyond the limits of the operating range. The authors of the article emphasize, that approximately 80 % of the high-performance pump units do not have any advantages in comparison with the low efficiency units in this situation.

An additional point is the question of the opportunity to adjust the pump characteristics with the well characteristics by providing the pump unit operation in the optimal mode due to the rate of rotation change. On the authors opinion, this point must be confirmed by calculations. Meanwhile the operation experience shows, that to provide the high efficiency mode of the operation of the unit can't be proceeded by only changing the rotation rate. In general, the authors conclude that the increase of the efficiency coefficient of the vane pump units with the electric drive shall not be followed by the reduction of the pressure head stage; the energy characteristics of the stage and the pump itself shall have the wide range of the efficiency coefficients on a higher part of the supply operating regime; the efficiency of the pump shall be defined not just in the optimal mode, but also in modes corresponding to the limits of the pump operating performance; corrections and adjustments that lowers the class of the energy performance of the units shall be done in some cases during competitive tenders; the requirements for the selection of the pump units should be strengthened to provide the 100 % equipment match with the help of the modern software.

Keywords: energy efficiency, unit, electric-driven vane pump, pressure, coefficient of efficiency.

a-J5 ■=£ >>

с <J ш 9.

E

75 70 65 60 55 50 45 40 35 30 25 20 15 10

- e3

/ / e2

/

/

:

•

/

50 100 150 200 250 300 350 400 450 500

Подача насоса Q, м3/сут Discharge of pump Q, m3/day

Рис. 1. Графики энергоэффективности электроприводных лопастных насосов с условным диаметром 92 мм [2]

Fig. 1. ESP energy efficiency graphs for pumps with a DN 92 [2]

Анализ энергопотребления в нефтяной промышленности показывает, что на подъем пластового флюида на поверхность Земли расходуется до 60-65 % от всей энергии, необходимой для добычи, подготовки и внутрипромысло-вого транспорта продукции нефтяных скважин [1].

Поскольку более 75 % всей нефти в России добывается с помощью установок электроприводных центробежных насосов (УЭЦН) (с ноября 2015 г. более распространен термин «установки электроприводных лопастных насосов» (УЭЛН)), вопрос повышения энергоэффективности этого оборудования является актуальным. Практически все нефтяные компании при закупке УЭЛН руководствуются едиными техническими требованиями (ЕТТ), в которых прописаны минимальные уровни энергоэффективности оборудования, соответствующие указанным в ГОСТ Р 56624-2015 [2], - е2 и е3 (рис. 1). При этом энергоэффективность нефтедобывающего оборудования определяется коэффициентом полез-

ного действия (КПД) в оптимальном или номинальном режимах. Данный подход объясняется требованием снижения энергопотребления и повышения эффективности добычи нефти. При этом конкурсные комиссии (тендерные ко-

митеты) практически всегда ограничивают уровень цены на закупаемое оборудование.

В то же время совершенно ясно, что для повышения энергоэффективности оборудования фирмам-производителям

Ссылка для цитирования (for citation):

Ивановский В.Н., Карелина С.А. К вопросу об энергоэффективности электроприводных центробежных насосов // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2019. № 3. С. 36-43.

Ivanovskiy V.N., Karelina S.A. On the Issue of Energy Efficiency of Electric Centrifugal Pumps. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2019, No. 3, P. 36-43. (In Russian)

TERRITORIJA NEFTEGAS - OIL AND GAS TERRITORY No. 3 March 2019

37

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

\////Л

а) a) б) b) в) с) г) d)

Рис. 2. Диаметральные разрезы рабочих колес ЭЛН с коэффициентами быстроходности: а) ns = 70; б) ns = 120; в) ns = 300; г) ns = 400

Fig. 2. Diametrical slits impeller centrifugal pump with different pump delivery coefficients: a) ns = 70; b) ns = 120; c) ns = 300; d) ns = 400

re -i +j J

DE

50

100

150

200

150

Коэффициент быстроходности ns Pump delivery coefficient n

300

Рис. 3. Зависимость напора ступеней от коэффициента быстроходности Fig. 3. The dependence of the pump head on the pump delivery coefficient

необходимо затрачивать значительные суммы и время на конструкторские и технологические работы по созданию и освоению серийного производства новых видов УЭЛН, в частности ступеней ЭЛН. Поэтому, естественно, цены на инновационные виды ЭЛН, с более высокими технико-экономическими показателями, существенно выше, чем на применяемые ранее насосы. При этом позиции нефтяников и машиностроителей в отношении уровня цен на инновационные виды УЭЛН различаются.

Нефтяники основываются на принципе совокупной стоимости владения, в которую входят и капитальные, и оперативные затраты за время эффективной эксплуатации насосной установки. При условии малых сроков амортизации (3-5 лет) повышенные цены на энерго-

эффективное оборудование не могли окупиться за счет экономии электроэнергии в период эксплуатации. Это приводило к тому, что нефтяники очень неохотно закупали энергоэффективное оборудование.

В связи с вводом в действие нового Общероссийского классификатора основных фондов ОК 013-2014 (СНС 2008) [3] и с существенным увеличением нормативного времени эффективной эксплуатации насосной установки [4] машиностроители получили дополнительные «козыри», позволяющие обосновать положительный экономический эффект за счет увеличения КПД даже при повышении стоимости оборудования.

Каковы же основные направления работ по повышению энероэффективности ступеней ЭЛН?

АНАЛИЗ ОСНОВНЫХ НАПРАВЛЕНИЙ РАБОТ ПО ПОВЫШЕНИЮ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ СТУПЕНЕЙ ЭЛЕКТРОПРИВОДНЫХ ЛОПАСТНЫХ НАСОСОВ

В последнее время насосостроители все чаще обращаются к идее использования «быстроходных» насосных ступеней (с коэффициентом быстроходности п5 более 200) даже для средне- и мало-дебитных насосов (рис. 2). «Быстроходные» ступени имеют намного более сложную конструкцию лопастных аппаратов рабочих колес и направляющих аппаратов (лопасти и лопатки имеют двойную кривизну), что обеспечивает возможность повышения их КПД в оптимальном режиме. При такой конструкции увеличивается осевой габарит ступени.Еще одним недостатком таких ступеней является то, что, поскольку коэффициент быстроходности зависит от подачи и напора [5]:

п = 3,65п .0°,7Н°,75, (1)

5 ном ' * '

где пном - номинальная частота вращения вала насоса, об/мин; 0 - подача насоса, м3/с; Н - напор насоса, м, то для одного значения подачи ступени с более высокой быстроходностью будут иметь более низкий напор в оптимальном режиме.

Расчетные значения напоров для разных коэффициентов быстроходности для ступеней с подачей 80 м3/сут представлены на рис. 3. Для обеспечения требуемых величин напоров нефтяных насосов разработчики быстроходных ступеней с повышенными КПД должны либо повышать частоту вращения вала, либо увеличивать длину насосной установки. При этом производители и эксплуатан-ты УЭЛН сталкиваются со следующими дополнительными проблемами: -производители:

• повышенные затраты на изготовление ступеней с лопастными элементами двойной кривизны;

• увеличение осевого габарита ступени с лопастными элементами двойной кривизны по сравнению с конструкцией ступени с цилиндрическими лопастями;

38

№ 3 март 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

VIII ОТРАСЛЕВОЕ СОВЕЩАНИЕ «СОСТОЯНИЕ И ОСНОВНЫЕ НАПРАВЛЕНИЯ РАЗВИТИЯ

НЕРАЗРУШАЮЩЕГО КОНТРОЛЯ КАЧЕСТВА СВАРНЫХ СОЕДИНЕНИЙ ОБЪЕКТОВ ПАО «ГАЗПРОМ»

Организаторы: i

ГАЗПРОМ

Информационные партнеры:

ГАЗОВАЯ

ПРОМЫШЛЕННОСТЬ

ТЕРРИТОРИЯ

НЕФТЕГАЗ

Тел/факс: +7 (495) 240-54-57, +7(915) 082-28-38 E-mail: jnfo@neftegas.info www.neftegas.info

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

ь

о

5-

с ш

е2

ai -8-8-

u

5 £

S я I

® С

I ^ a)

го й с

"S1 1

о ш

3 <= =

а ш о-

о <и ш

Ю

О 4-> О

ai a>

й >

о ш

S" -1

Режим работы

еЗ Operation mode Насос1 Насос2 Pump 1 Pump 2

. Насос 3 Pump 4 \

el Рабочая часть характеристики Operating performance of pump

Подача насоса Q, м3/суг Discharge of pump Q, m3/day

Рис. 4. Характеристики насосов с разными уровнями энергоэффективности Fig. 4. Characteristics of pumps with different levels of energy efficiency

• уменьшение количества ступеней в стандартных по длине корпусах секций или модулей ЭЛН;

• необходимость применения более дорогих и надежных подшипниковых узлов и увеличение их количества в сборочных единицах (насосных секциях или модулях) при использовании повышенной частоты вращения вала;

- эксплуатанты:

• увеличение капитальных затрат на приобретение инновационных УЭЛН;

• увеличенная отбраковка деталей и узлов УЭЛН за счет увеличения частоты вращения ротора насоса. Стоит отметить, что ссылки разработчиков высокооборотных лопастных насосов на то, что наработка их оборудования до отказа не ниже, чем стандартных насосов, не снимает вопрос о доле отбраковки изношенных деталей. А износ, как известно, зависит от скорости скольжения (вращения) примерно в третьей степени;

• увеличение длины насосной установки для обеспечения требуемого напора (при работе на стандартных частотах вращения необходимо увеличивать количество ступеней с повышенным КПД, имеющих пониженные значения напора по сравнению со стандартными ступенями ЭЛН);

• необходимость использовать уточненные данные в процессе подбора оборудования и его режимов работы для обеспечения функционирования в оптимальном режиме. Производители ЭЛН идут на дополнительные расходы,необходимые для создания энергоэффективных насосов, рассчитывая на то, что нефтяники будут активно покупать это оборудование и снижать совокупные затраты на владение установками ЭЛН за счет существенного сокращения потребления электроэнергии. При этом часто обоснование эффективности использования новых видов УЭЛН связывали, как было указано, с новым Общероссийским классификатором.

Классификатор надежд не оправдал. В соответствии с этим документом норма амортизации «установок электроцентробежных насосов» составляет 2-3 года [3], что совершенно недо-

статочно для того, чтобы повышенная цена энергоэффективного оборудования была компенсирована снижением затрат на электроэнергию. Это время, в основном, соответствует фактическому сроку эксплуатации ЭЛН, редко превышающему 3-4 года. И за это время во многих случаях совокупная стоимость владения энергоэффективными насосными установками оказывается существенно выше, чем стоимость владения насосными установками с уровнем эффективности всего е2 и даже е1. Зачастую это происходит из-за того, что энергоэффективные ступени имеют неудачную форму энергетической характеристики. На рис. 4 представлены характеристики нескольких ступеней ЭЛН с одинаковыми номинальными подачами. Как видно из этих характеристик, насос 1 имеет самый высокий КПД и поэтому получит преимущество при проведении тендера перед двумя другими насосами, обозначенными на рис. 3 как насос 2 и насос 3. По значению КПД насос 1 можно отнести к уровню е3 по [2], однако использовать насос в оптимальном режиме получается далеко не всегда. Например, в режиме с подачей й1 энергоэффективность насоса 1 будет ниже, чем энергоэффективность насоса 2 и насоса 3, несмотря на то, что указанные насосы относятся к уровням е2 и е3 соответственно.

Анализ работы большого количества скважин российских нефтяных компаний, оборудованных УЭЛН, показал, что практически лишь около 17 % насосных установок работают в режиме, отличающемся от оптимального на ±10 %. Еще примерно 40 % установок эксплуатируется в рабочей части характеристики. Остальные работают с подачами, значения которых выходят за границы рабочего диапазона характеристик. Понятно, что при этом около 80 % высокоэффективных насосных установок в целом не имеют никаких преимуществ перед установками с более низкими максимальными КПД. Необходимо внести ясность и в тезис, который часто используется разработчиками УЭЛН: «Мы всегда можем обеспечить работу насоса в оптимальном режиме за счет изменения частоты вращения ротора». Чтобы понять, можно ли таким образом решить задачу по переводу режима работы насоса в оптимальный, рассмотрим рис. 5, на котором представлены характеристика ЭЛН и рабочая точка, получаемая при пересечении характеристики насоса и индикаторной кривой притока жидкости в скважину при рекомендованном забойном давлении. Как видно из рис. 5, для приведения характеристики насоса в оптимальный режим с подачей й необходимо

40

№ 3 март 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

1-4

ОКТЯБРЯ 2019

IX ПЕТЕРБУРГСКИЙ М ЕЖДУ НАРОД Н Ы Й ГАЗОВЫЙ ФОРУМ

I- ПРИЗНАННАЯ ПЛОЩАДКА ДЛЯ ДИСКУССИИ J О РАЗВИТИИ МИРОВОЙ ГАЗОВОЙ ОТРАСЛИ

КОНГРЕССНО-ВЫСТАВОЧНЫЙ ЦЕНТР

САНКТ-ПЕТЕРБУРГ +7 (812) 240 40 40 (ДОБ. 2168,2122) -р. ГАС СПОИМ Ш I

«7ГЧЧ*1 (Ч/Ч'Ч/Г ^ 1*1 ПЕТЕРБУРГСКОЕ ШОССЕ, 64/1 GF@EXPOFORUM.RU ОАЗ'ГиКиИ.Ки

НАСОСЫ. КОМПРЕССОРЫ

Рабочая точка 1

Qpa6 QonT Q0nTl = iU Подача насоса Q, мэ/суг

Discharge of pump Q, m3/day

— Характеристики при номинальной частоте вращения Characteristics at the nominal rotation frequency

- - Характеристики при повышенной частоте вращения

Characteristics at high rotation frequency

Рис. 5. Анализ возможности перевода насосной установки в оптимальный режим при меньшей первоначальной подаче насоса, чем подача в оптимальном режиме

Fig. 5. Analysis of the possibility of transfer pumping unit in the optimal regime during the initial pump flow smaller than flow in the optimal mode

Рабочая точка 1 Operating point 1

Qo„n °о„т QPa6 Подача насоса Q, м3/сут

Discharge of pump Q, m3/day

— Характеристики при номинальной частоте вращения Characteristics at the nominal rotation frequency

- - Характеристики при сниженной частоте вращения

Characteristics at reduced rotation frequency

Рис. 6. Анализ возможности перевода насосной установки в оптимальный режим при большей первоначальной подаче насоса, чем подача в оптимальном режиме

Fig. 6. Analysis of the possibility of transferring the pumping unit to the optimal mode at the initial pump supply greater than the supply in the optimal mode

увеличить частоту вращения, однако при этом будут повышаться и напор, и потребляемая мощность. Это может привести к тому, что, несмотря на повышение КПД, удельные затраты мощности на добычу единицы продукции возрастут. При этом необходимо учитывать и то, что не каждая скважина может обеспечить необходимый приток жидкости, соответствующий подаче насоса в новом оптимальном режиме (рабочая точка 1).

Еще одним вариантом невозможности регулирования дебита скважины путем изменения частоты вращения является случай, когда для попадания в оптимальный режим 0опт (рабочая точка 1) необходимо снизить подачу насоса (рис. 6). Снижение частоты вращения уменьшит напор и подачу, что приведет к смещению в область пониженных расходов и значения подачи в оптимальном режиме. То есть для «попадания» в оптимальный режим 0опт1 нужно снова снизить частоту вращения вала насоса. Причем насосная установка, скорее всего, не сможет обеспечить потребный напор, необходимый для подъема пластового флюида на поверхность. Следовательно, тезис о возможности подстроить характеристику насоса к характеристике скважины и обеспечить работу насосной установки в оптимальном режиме за счет изменения частоты вращения требует расчетного подтверждения. Практика показывает, что фактически обеспечить работу насосной установки в режиме с высокими КПД за счет использования частотного регулирования не всегда возможно.

ВЫВОДЫ

1. Создание высокоэффективного оборудования является актуальной задачей, решение которой может существенно снизить энергетические затраты на добычу нефти.

2. Повышение КПД электроприводных лопастных насосов не должно сопровождаться снижением напорности ступени.

3. Энергетическая характеристика ступени и насоса в целом не должна иметь явно выраженный максимум в оптимальном режиме. Эта характеристика должна иметь широкую полку высоких

42

№ 3 март 2019 ТЕРРИТОРИЯ НЕФТЕГАЗ

PUMPS. COMPRESSORS

КПД на большей части рабочего диапазона подач.

4. Энергоэффективность насосов необходимо определять не только в оптимальном режиме (максимальный КПД), но и в режимах, соответствующих границам рабочей части характеристики.

Для насосов, энергоэффективность которых на границах рабочей части характеристики ниже е1, необходимо при проведении конкурсных процедур по закупке вводить поправочный коэффициент, понижающий класс их энергоэффективности.

5. Для повышения энергоэффективности добычи нефти необходимо ужесточить требования к энергоэффективному дизайну - подбору УЭЛН, для чего обеспечить 100%-ный подбор оборудования с помощью современных программных продуктов.

Литература:

1. Ивановский В.Н., Сабиров А.А., Карелина С.А. Энергетика добычи нефти в осложненных условиях // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2013. № 10. С. 102-104.

2. ГОСТ Р 56624-2015. Энергетическая эффективность. Погружные лопастные насосы и электродвигатели для добычи нефти. Классы энергоэффективности [Электронный источник]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200126001 (дата обращения: 27.02.2019).

3. Общероссийский классификатор основных фондов ОК 013-2014 (СНС 2008) [Электронный источник]. Режим доступа: www.consu1tant.ru/document/ cons_doc_LAW_184368/ (дата обращения: 27.02.2019).

4. Ивановский В.Н. К вопросу о параметрических рядах установок электроприводных центробежных насосов // «Территория «НЕФТЕГАЗ». 2017. № 6. С. 56-62.

5. Касьянов В.М. Гидромашины и компрессоры. М.: Недра, 1981. 295 с.

References:

1. Ivanovsky V.N., Sabirov A.A., Karelina S.A. Energy of Oil Production in Abnormal Operating Conditions. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2013, No. 10, P. 102-104. (In Russian)

2. National Standard of the Russian Federation (GOST R) 56624-2015. Energy Efficiency. Submersible Bladed Pumps and Electric Motors for Oil Production. Energy Efficiency Classes [Electronic source]. Access mode: http://docs.cntd.ru/document/1200126001 (access date - February 27, 2019). (In Russian)

3. Russian Classification of Fixed Assets OK 013-2014 (System of National Accounts 2008) [Electronic source]. Access mode: www.consu1tant.ru/ document/cons_doc_LAW_184368/ (access date - February 27, 2019). (In Russian)

4. Ivanovskiy V.N. The Question Of Parametric Series Of Equipments Of Electric Submersible Centrifugal Pumps. Territorija "NEFTEGAS" = Oil and Gas Territory, 2017, No. 6, P. 56-62. (In Russian)

5. Kasyanov V.M. Hydraulic Machine and Compressors. Moscow, Nedra, 1981, 295 p. (In Russian)

БАРЕ 2019

X МЕЖДУНАРОДНАЯ ВЫСТАВКА ПО ПРОМЫШЛЕННОЙ БЕЗОПАСНОСТИ И ОХРАНЕ ТРУДА

СОЧИ

23-26 АПРЕЛЯ 2019

ОРГАНИЗАТОР:

ВСЕРОССИЙСКАЯ

НЕДЕЛЯ ОХРАНЫ ТРУДА

Электрификация -ф-

РОСОМСвЗЙ ФЕДВЧЩИИ

www.sape-expo.ru Тел.: +7 (499) 181-52-02, доб. 131,145 eor@expo-elektra.ru