CC BY
3668
Electrical facilities and systems
5. Лыков А.В. Теория теплопроводности [Текст] / А.В. Лыков. - М.: Высшая школа, 1967. - 600 с.
References
1. Rykalin N.N. Raschjoty teplovyh processov pri svarke [Tekst]/ N.N. Rykalin. - M.: Mashgiz, 1951. -297 s.
2. Frolov V.V. Teoreticheskie osnovy svarki [Tekst] / V.V. Frolov, V.A. Vinokurov, V.N. Volchenko i dr. / Pod. red. V.V. Frolova. - M.: Vysshaja shkola,
1970. - 592 s.
3. Fourier J.B. Theorie analitique de la chaleur, Chez Firmin Didot, perf et fils / J.B. Fourier. - Paris, 1822. - 638 p.
4. Polivanov K.M. Teoreticheskie osnovy elektrotehniki: v 3 ch. Ch. 3: Teorija elektromagnitnogo polja. [Tekst] / K.M. Polivanov. - M.: Jenergija, 1969. -352 s.
5. Lykov A.V Teorija teploprovodnosti [Tekst] / A.V. Lykov. - M.: Vysshaja shkola, 1967. - 600 s.
Хакимьянов М.И. Hakimyanov M.I.
кандидат технических наук, доцент кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Россия, г. Уфа
Гузеев Б.В.
Guzeev B. V.
кандидат технических наук, доцент кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Россия, г. Уфа
Рябишина Л.А.
Ryabishina L.A.
кандидат технических наук, старший преподаватель кафедры «Электротехника и электрооборудование предприятий» ФГБОУ ВПО «Уфимский государственный нефтяной технический университет», Россия, г. Уфа
УДК 681.5:502:622.276
МЕТОДИЧЕСКИЕ ОСНОВЫ РАСЧЕТА ПОТРЕБЛЕНИЯ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ ЭЛЕКТРОПРИВОДАМИ ДОЖИМНЫХ И КУСТОВЫХ НАСОСНЫХ СТАНЦИЙ
В статье рассматриваются вопросы потребления электроэнергии центробежными насосами дожимных и кустовых насосных станций. Центробежные насосы систем поддержания пластового давления и внутрипромысловой перекачки нефти потребляют свыше 30% всей электроэнергии, расходуемой нефтегазодобывающими предприятиями. Поэтому оптимизация их режимов работы позволит обеспечить значительную экономию электроэнергии и снизить себестоимость добываемой нефти.
Рассмотрены технологические схемы систем поддержания пластового давления и промыслового сбора нефти. В настоящее время широко используются блочные кустовые насосные станции, в которых регулирование потоков воды в нагнетательные скважины осуществляется с использованием штуцеров. Для сбора нефти используются системы с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на центральном сборном пункте.
Авторы выводят формулы удельного расхода электроэнергии при перекачке жидкостей относительно объемного и массового расходов жидкости, а также относительно расстояния перекачки. Анализируются потери во всех элементах насосной установки: электродвигателе, трансформаторе и центробежном насосе. Приближенно потери в этих элементах могут быть оценены через их КПД, однако для более точного расчета необходимо иметь дополнительные параметры: полезную мощность, коэффициент загрузки и другие.
Electrical and data processing facilities and systems. № 3, v. 10, 2014
15
Электротехнические комплексы и системы
На потребляемую мощность влияют такие параметры, как режимный коэффициент, вязкость и плотность жидкости, конфигурация трубопровода, снижение КПД насосов при последовательном и параллельном соединении, а также в результате их износа.
В статье отмечается, что наиболее оптимальным способом повышения эффективности работы насосного оборудования является использование частотно-регулируемого электропривода. Плавное регулирование скорости вращения насосов позволяет исключить такие энергетически неэффективные способы регулирования, как дросселирование и циклическую перекачку, повысить загрузку электродвигателя.
Основной целью расчетов по определению удельного энергопотребления является оценка энергетической эффективности работы насосного оборудования, планирование потребления электроэнергии, а также разработка энергосберегающих мероприятий для внедрения на предприятиях отрасли.
Ключевые слова: центробежный насос, насосная станция, электропривод, частотно-регулируемый электропривод, удельное энергопотребление, энергоэффективность.
METHODOLOGICAL BASES CALCULATION OF POWER CONSUMPTION OF ELECTRIC DRIVES BOOSTER AND GROUP PUMPING STATION
The paper describes the energy consumption of centrifugal pumps of booster pump stations and group pumping stations. Centrifugal pumps systems to maintain reservoir pressure and oil pumping infield consume over 30% of all electricity used by oil and gas companies. Therefore, optimization of their operation modes will provide significant energy savings and reduce the cost of crude oil.
Considered technological schemes of reservoir pressure maintenance and oil field gathering. In currently widely used block booster pump station in which the controlling of water flows into the injection hole is performed using nozzles. Oil recovery systems are used in the preparation of oil gas-saturated state at the central collection point.
The authors derive formulas specific energy consumption for pumping liquids with respect to volume and mass flow rate, as well as on the distance pumping. Analyzed losses in all elements of the pumping unit: electric motors, transformers and a centrifugal pumps. Approximately losses in these elements can be assessed through their performance, but for a more accurate calculation is necessary to have additional parameters: effective power, load factor and others. On the power consumption is affected by such parameters as the modal coefficient, viscosity and density of the fluid, conduit configuration, decreased efficiency of the pumps in series and parallel connection, and as a result of aging.
The article notes that the best way to improve the efficiency of the pumping equipment is the use of variable frequency drive. Smooth speed control of pumps avoids such energy inefficient ways of regulation as choking and cyclic pumping, increase the load of the motor.
The main purpose of the calculations to determine the specific energy consumption is to assess the energy efficiency of the pumping equipment, planning energy consumption, and the development of energy-saving measures for the introduction of the industry enterprises.
Key words: сentrifugal pump, pump station, electric drive, variable speed drive, specific energy consumption, energy efficiency.
Известно, что свыше 30% всей электроэнергии, потребляемой нефтегазодобывающими предприятиями (НГДП), расходуется на перекачку воды и нефти в системах поддержания пластового давления (ППД) и внутрипромысловой перекачки нефти (ВПН) соответственно [1, 2].
Из этого следует, что в себестоимости добываемых углеводородов значительную часть составляет стоимость электроэнергии, потребляемой электроприводами насосов систем ППД и ВПН. Соответственно, при планировании объемов потребляемой НГДП электроэнергии, а также при разработке энергосберегающих мероприятий требуется с мак-
симальной точностью рассчитывать потребление электроэнергии насосами систем ППД и ВПН.
Типовая технологическая схема системы ППД представлена на рисунке 1. На схеме условно изображена блочная кустовая насосная станция (БКНС) с напорной гребенкой, а также высоконапорный водовод, водораспределительные пункты (ВРП) и нагнетательные скважины. Регулирование потоками воды в нагнетательные скважины осуществляется с использованием штуцеров.
На БКНС применяют высоконапорные насосные агрегаты с многоступенчатыми центробежными насосами типов ЦНС 180, ЦНС 630, НЦС 300,
16
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3, т. 10, 2014
Electrical facilities and systems
Рис. 1. Типовая технологическая схема системы ППД
ЦНСА63-1400УХЛ4 и другие. Число насосных агрегатов может устанавливаться от 2 до 6 с давлением нагнетания 9; 5 и 19 МПа. Наибольшее применение получили БКНС с четырьмя насосными агрегатами. Центробежные насосы типа ЦНС 180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступеней (не более
2) с установкой проставочных втулок, без изменения привязочных размеров, с обязательной динамической балансировкой ротора. Электропривод насосов КНС осуществляется с помощью высоковольтных синхронных и асинхронных электродвигателей. Используются синхронные двигатели серий СТД, СТДМ, СТДП, СТД2 с разомкнутым или замкнутым циклом вентиляции. Применяются также высоковольтные асинхронные электродви-
гатели с короткозамкнутым ротором типов 2АРМ, 2АЗМП, 4АЗМ, 4АЗМП, ВАО и другие. Напряжение питания электродвигателей 6 или 10 кВ.
Современная напорная система промыслового сбора нефти изображена на рисунке 2. В данной системе перед сепаратором первой ступени в поток вводят реагент-деэмульгатор, разрушающий водонефтяную эмульсию. Это позволяет отделить основное количество воды от продукции скважин на дожимной насосной станции (ДНС). На центральном сборном пункте (ЦСП) установка комплексной подготовки нефти (УКПН) расположена перед сепаратором второй ступени. Это связано с тем, что нефть, содержащая растворенный газ, имеет меньшую вязкость, что обеспечивает более полное отделение воды от нее.
Рис. 2. Схема системы промыслового сбора нефти с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии на ЦСП: 1 - скважины; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - регулятор давления типа «до себя»; 4 - газопровод; 5 - насос; 6 - нефтепровод; 7 - сепаратор второй ступени; 8 - резервуар
На ДНС устанавливаются центробежные насосы секционные серии ЦНС, одноступенчатые серий Д, 1Д, 2Д, нефтяные подпорные вертикальные типа НПВ и другие. Для электропривода насосов на ДНС используются в основном низковольтные асинхронные двигатели серий ВАО, ВАО2, АИММ, 4А, 5А и другие.
Таким образом, в системах ВПН и ППД используются, главным образом, многосекционные центробежные насосы с приводом от синхронных и асинхронных электродвигателей различной мощности.
Полезная мощность насоса при перекачке жидкости определяется по формуле:
Electrical and data processing facilities and systems. № 3, v. 10, 2014
17
Электротехнические комплексы и системы
p = Q ■ р g н , (1)
где P - полезная мощность, Вт; Q - подача насоса, м3/с; р - плотность жидкости, кг/м3; g - ускорение свободного падения, g = 9,8 м/с2; Н - полный напор с учетом высоты всасывания, м.
Удельный объемный расход энергии при перекачке жидкости определяется как отношение энергии к объему жидкости:
Pt Q-p-g-H-t
_ -----------------“ (2)
W.
УД.ОБ.
Qt
Qt
=p-g-H
где W^QB - удельный объемный расход энергии,
Дж/м3; t - время перекачки, с.
^УД.ОБ. — Р ' S ' Н —
9,8-р-Я
3600-103
W = g • Н = П_________ :
удм 8 3600 • 103
где W^QB - удельный объемный расход энергии, кВт-ч/м3; W^M - удельный массовый расход энергии, кВт-ч/кг; 3600 - количество секунд в часе; 103 - переход от Вт к кВт; 9,8 - ускорение свободного падения, м/с2; 2,723 - коэффициент, появление ко-
При определении удельного массового расхода энергия приводится к массе перекаченной жидкости: Pt Q-p-g-H-t
W.
УД.М
Qpt Q • p • t
:g-H,
(3)
где W M - удельный объемный расход энергии, Дж/кг.
При переходе от джоулей к кВт-ч, традиционно используемым в энергетике, а также после подстановки численного значения ускорения свободного падения g в формулах (2) и (3) появляются переводные коэффициенты:
Р-н
367,2 ДО3
2,723 -Ю^рН
(4)
Н
367,2 -103
2,723-10“6 Н,
(5)
торого обусловлено переходом от секунд к часам и учетом ускорения свободного падения.
При трубопроводном транспорте нефти и жидкости расход энергии приводится не только к количеству перекаченной продукции, но и к расстоянию:
W.,
p g-H 9,8 p H
pH
УД.ОБ.
W -
гг УД.М
L
g-H
3600-103 -L 367,2-103 L 9,8Н Н
= 2,723-10
-6 р-н
-6 н
З600-103-Д 367,2-103-Z
= 2,723-10"6 —,
(6)
(7)
где W^ ОБ - удельный объемный расход энергии на перекачку по участку трубопровода длиной один метр, кВт-ч/(м3-м); W^M - удельный массовый расход энергии на перекачку по участку трубопровода длиной один метр, кВт-ч/(кг-м); L - геометрическая длина трубопровода, м.
При больших объемах перекачки на значительные расстояния могут использоваться другие единицы измерения удельного расхода энергии - кВт-ч/ (м3км) и кВт-ч/(т-км) [3].
В формулах (1-7) учитывается только полезная мощность, расходуемая на перекачку жидкости. Однако при определении удельного энергопотребления насосных станций необходимо учитывать еще и потери мощности. Структурная схема потерь в насосных агрегатах КНС и ДНС приведена на рисунке 3. Потери имеют место в следующих структурных элементах насосной станции:
- насос;
- электродвигатель;
- трансформатор.
Рис. 3. Структурная схема потерь энергии в насосных станциях
18
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3, т. 10, 2014
Electrical facilities and systems
Тогда мощность, потребляемая при перекачке нефти из сети, исходя из формулы (1) составит:
p-gQ-Hn
р =
1 ПОТР
, (8)
ЛНАС. ' Vэд ' Vtp где РПОТР - мощность, потребляемая из сети, Вт; НП - полные потери напора по трубопроводу, м; пНАС -КПД насоса; пЭД - КПД двигателя; пТР - КПД трансформатора.
Следует отметить, что при перекачке нефти учитывают такие параметры, как режимный коэффициент, вязкость и плотность нефти, конфигурацию трубопровода, изменение КПД насосов при последовательном и параллельном соединении, а также в результате их выработки [4].
Потери электроэнергии в двигателе определяют, используя зависимость его КПД от загрузки. Коэффициент загрузки находится как отношение мощности на валу ЭД к номинальной мощности.
Потери активной и реактивной мощностей в трансформаторах разделяются на потери в стали и потери в меди (нагрузочные потери). Потери в стали - это потери в проводимостях трансформаторов. Они зависят от приложенного напряжения. Нагрузочные потери - это потери в сопротивлениях трансформаторов, зависящие от тока нагрузки.
Потери активной мощности в стали трансформаторов - это потери на перемагничивание и вихревые токи. Определяются потерями холостого хода трансформатора, которые приводятся в его паспортных данных.
Таким образом, потери мощности в двухобмоточном трансформаторе равны:
✓ ч 1
S
AR
ТР
: + ^мд
ДРх+ЛРк
с
У°ном У
(9)
где ДРХ - потери холостого хода, приведенные в паспортных данных, Вт; ДРК - потери короткого замыкания, приведенные в паспортных данных, Вт; SH0M - номинальная полная мощность трансформатора, ВА; S - мощность нагрузки трансформатора, В • А.
Как уже отмечалось выше, удельный расход электроэнергии при трубопроводном транспорте может быть вычислен относительно объемного или массового расхода жидкости, а также относительно расстояния перекачки.
Удельный объемный расход электроэнергии W’ (кВт • ч/м3):
р + др + др
W0E’= ^ эд тр -10-3, (10)
где РНАС, ДРЭд, ДРТР - потребляемая насосом мощность, потери мощности в электродвигателе и
трансформаторе, Вт; Q - расход жидкости, м3/ч.
Удельный массовый расход электроэнергии W’ (кВт • ч/кг):
Р -I- ЛР -I- ЛР
•10“3
W ' =
vv ОБ
р + др + ДР
А НАС т ш ЭД ~ ТР
P-Q
(11)
Удельная норма W’ (кВт • ч/(кг • м)) потребления электроэнергии на единицу длины нефтепровода основана на формуле (7):
р + др + АР
ГНАС ^ ^ГЭД ^ ^ТР ^Q-3
P'Q'L
(12)
Основной целью расчетов по определению удельного энергопотребления является оценка энергетической эффективности работы оборудования КНС и ДНС, планирование потребления электроэнергии ПГДП, а также разработка энергосберегающих мероприятий [5, 6].
Одним из основных способов повышения эффективности работы насосного оборудования является внедрение частотно-регулируемого электропривода [7, 8]. Плавное регулирование скорости вращения насосов позволяет исключить такие энергетически неэффективные способы регулирования, как дросселирование и циклическую перекачку, повысить загрузку электродвигателя.
Таким образом, могут быть сделаны следующие выводы:
1. Технологические процессы трубопроводной перекачки воды и нефти в системах ППД и ВПН на НГДП являются весьма энергоемкими - на них приходится свыше 30% всей потребляемой электроэнергии, следовательно, они обладают значительным потенциалом для энергосбережения.
2. Потери мощности происходят в следующих элементах: в самом центробежном насосе, электродвигателе, трансформаторе. Приближенно потери в этих элементах могут быть оценены через их КПД, однако для более точного расчета необходимо иметь дополнительные параметры: полезную мощность, коэффициент загрузки и другие.
3. На потребляемую насосом мощность влияют такие параметры, как режимный коэффициент, вязкость и плотность жидкости, конфигурация трубопровода, снижение КПД насосов при последовательном и параллельном соединении, а также в результате их износа.
4. Удельный расход электроэнергии при трубопроводном транспорте воды и нефти может быть вычислен относительно объемного или массового расхода жидкости, а также относительно расстояния перекачки.
5. Наиболее оптимальным способом повыше-
Electrical and data processing facilities and systems. № 3, v. 10, 2014
19
Электротехнические комплексы и системы
ния эффективности работы насосного оборудования является внедрение частотно-регулируемого электропривода.
Список литературы
1. Ивановский В.Н. Энергетика добычи нефти: основные направления оптимизации энергопотребления [Текст] / В.Н. Ивановский // Инженерная практика. - 2011. - № 6. - С. 18-26.
2. Хакимьянов М.И. Анализ потребления электроэнергии при механизированной добыче нефти электроцентробежными насосами [Текст] / М.И. Хакимьянов, И.Н. Шафиков // Электротехнические и информационные комплексы и системы.-2013. - Т. 9. - № 3. - С. 37-41.
3. Акбердин А.М. К определению расхода электроэнергии на объектах магистральных нефтепроводов [Текст] / А.М. Акбердин, А.В. Сазонов,
B. И. Еронен, А.С. Рахимов // Нефтегазовое дело. -2006. - Т. 4. - № 1. - С. 133-142.
4. РД39-075-04. Методики расчета потребления электроэнергии на транспортирование нефти по магистральным нефтепроводам [Текст]. - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2004.
5. Соколов С.М. Проблемы энергосбережения в нефтедобыче Западной Сибири [Текст] / С.М. Соколов, В.А. Горбатиков, В.П. Фрайштетер // Нефтяное хозяйство. - 2010. - № 3. - С. 92-95.
6. Павлов Г.А. О проблемах энергосбережения и энергоэффективности в системах поддержания пластового давления [Текст] / Г.А. Павлов, В.А. Горбатиков // Нефтяное хозяйство. - 2011. - № 7. -
C. 118-119.
7. Хакимьянов М.И. Анализ использования частотно-регулируемого электропривода в нефтегазовой промышленности по результатам патентного поиска [Текст] / М.И. Хакимьянов, Б.В. Гузеев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2011. - № 4. - С. 30-41. - URL: http://www. ogbus. ru/authors/Hakimyanov/Hakimyanov_6 .pdf.
8. Гузеев Б.В. Структурные схемы современных высоковольтных преобразователей частоты [Текст] / М.И. Хакимьянов, Б.В. Гузеев // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - № 2. - С. 4-11. - URL: http://www.ogbus.ru/authors/Guzeev/
Guzeev_2.pdf.
References
1. Ivanovskij V.N. Jenergetika dobychi nefti: osnovnye napravlenija optimizacii jenergopotreblenija [Tekst] / V.N. Ivanovskij // Inzhenernaja praktika. -
2011. - № 6. - S. 18-26.
2. Hakimjanov M.I. Analiz potreblenija jelektrojenergii pri mehanizirovannoj dobyche nefti jelektrocentrobezhnymi nasosami [Tekst] / M.I. Ha-kim'janov, I.N. Shafikov // Jelektrotehnicheskie i informacionnye kompleksy i sistemy. - 2013. - Т. 9. -№ 3. - S. 37-41.
3. Akberdin A.M. K opredeleniju rashoda jelektrojenergii na ob#ektah magistral'nyh nefteprovodov [Tekst] / A.M. Akberdin, A.V. Sazonov, V.I. Eronen, A.S. Rahimov // Neftegazovoe delo.-2006.- T. 4.- № 1.- S. 133-142.
4. RD 39-075-04. Metodiki rascheta potreblenija jelektrojenergii na transportirovanie nefti po magistral'nym nefteprovodam [Tekst]. - Ufa: GUP «IPTJeR», 2004.
5. Sokolov S.M. Problemy jenergosberezhenija v neftedobyche Zapadnoj Sibiri [Tekst] / S.M. Sokolov, V.A. Gorbatikov, V.P. Frajshteter // Neftjanoe hozjajstvo. - 2010. - № 3. - S. 92-95.
6. Pavlov G.A. O problemah jenergosberezhenija i jenergojeffektivnosti v sistemah podderzhanija plastovogo davlenija [Tekst] / G.A. Pavlov, V.A. Gorbatikov // Neftjanoe hozjajstvo. - 2011. - № 7. - S. 118119.
7. Hakimjanov M.I. Analiz ispol'zovanija chastotno-reguliruemogo jelektroprivoda v neftegazovoj promyshlennosti po rezul'tatam patentnogo poiska [Tekst] / M.I. Hakim'janov, B.V. Guzeev // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal "Neftegazovoe delo". - 2011. -№ 4. - S. 30-41. - URL: http://www.ogbus.ru/authors/ Hakimyanov/Hakimyanov_6 .pdf.
8. Guzeev B.V. Strukturnye shemy sovremennyh vysokovol'tnyh preobrazovatelej chastoty [Tekst] / M.I. Hakim'janov, B.V. Guzeev // Jelektronnyj nauchnyj zhurnal "Neftegazovoe delo". - 2012. - № 2. - S. 4-11. -URL: http://www.ogbus.ru/authors/Guzeev/Guzeev_2. pdf.
20
Электротехнические и информационные комплексы и системы. № 3, т. 10, 2014
