CC BY
311
УДК 622.692.4.052
МЕТОДИЧЕСКОЕ ОБЕСПЕЧЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИИ ПОКАЗАТЕЛЕЙ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ РЕЖИМОВ ТРАНСПОРТИРОВКИ НЕФТИ ПО МАГИСТРАЛЬНЫМ ТРУБОПРОВОДАМ
И.З. МУХАМЕТЗЯНОВ, д. ф.-м. н., проф. кафедры математики
С.В. КИТАЕВ, д.т.н., проф. кафедры транспорта и хранения нефти и газа
И.Р. БАЙКОВ, д. т. н., проф., зав. кафедрой промышленной теплоэнергетики
ФГБОУ ВПО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). E-mail: [email protected]
Представлено методическое обеспечение оптимизации энергоэффективности режимов транспортировки нефти по магистральным трубопроводам. Предложена модификация постановки задачи оптимизации режимов перекачки участков магистрального нефтепровода, учитывающая наличие свободного объема резервуарного парка. По результатам реализации оптимизационных задач подбора режимов перекачки для одного из участков действующего магистрального нефтепровода для трех периодов работы показан значительный потенциал энергосбережения.
Ключевые слова: магистральный нефтепровод, оптимизация показателей энергоэффективности перекачки, методы кибернетики, модель оптимизации.
Сегодня до 95% энергозатрат при транспортировке нефти приходится на энергопотребление технологическим оборудованием нефтеперекачивающих станций магистрального нефтепровода (МН). Участок магистрального нефтепровода - это совокупность нефтеперекачивающих станций (НПС) и соединяющих их отрезков линейной части магистрального нефтепровода. На каждой НПС установлено до четырех магистральных насосных агрегатов мощностью 2500-10 000 кВт. В среднем объем перекачки нефти на одном участке МН протяженностью 500 км составляет до 50 млн т в год, при этом среднее потребление электроэнергии за год составляет 100-200 106 кВтч, из которых около 98% приходится на потребление насосными агрегатами. Удельный расход электроэнергии составляет 8-10 кВтч на перекачку 1 тыс. т нефти в расчете на 1 км участка. Поэтому в практике эксплуатации нефтепроводов актуальной является задача подбора оптимальных режимов перекачки при заданном объеме перекачки по критерию минимума суммарных энергозатрат [1-3].
Существующие методы минимизации энергопотребления ограничены возможностями технологического оборудования нефтеперекачивающих станций и используют две основные возможности:
1) использование насосных агрегатов в оптимальной зоне характеристики насоса напор-подача с высоким значением КПД;
2) использование комбинации включения НПС и насосных агрегатов для каждой НПС [2].
Дополнительно при планировании работы МН и составлении плана-графика перекачки (на месяц, суточный) необходимо учитывать множество ограничений [3, 4, 6], таких как наличие нефти на начальном пункте МН, свободной емкости на конечном пункте (резервуарный парк НПЗ, НПС), учет подкачек-откачек нефти от поставщиков-потребителей, включая свободные объемы резервуарного парка, учет времени проведения ремонтных работ на линейной части МН, работу параллельного МН в одном направлении и т.д., что ведет к необходимости рассматривать МН как сложную систему применения математических моделей и методов и оптимизации режимов перекачки.
Существующая методика составления оптимального плана-графика работы МН по критерию минимизации суммарных энергозатрат на перекачку сводится к следующему [2]:
1) задается плановый объем перекачки сырья V (месячный и суточный);
2) по карте режимов задаются допустимые режимы работы МН;
3) задается количество часов работы участка МН за месяц в штатном режиме (вычитается время плановых остановок);
4) составляется целевая функция как сумма произведений расхода на время работы и на удельные энергозатраты в выбранном /-м допустимом режиме перекачки;
5) решается задача минимизации суммарных энергозатрат при ограничениях на плановый объем перекачки и суммарное время работы всех режимов в месяц.
Математическая постановка задачи имеет вид:
(1)
(2)
(3)
(4)
Ё ^ ' Ь ' Е,га /=1
■ тт,
Таблица 1
Значения показателей режимов перекачки для участка МН по данным карты технологических режимов
N
Ё = ' /=1
раб,
I Qi ■ Ь = ^,
/=1
tj > 0, i = 1.....Ы,
где i - номер режима; N - число режимов; Qj -производительность /-го режима, т/час; Е,уд -удельный расход электроэнергии /-режима, кВтч/т; tj - время работы в /-м режиме перекачки, час; tраб - общее время работы участка нефтепровода в штатном режиме за месяц, час; V - плановый объем перекачки сырья, т/мес.
Целевая функция (1) - суммарные энергозатраты (кВтч) за месяц - минимизируется. Ограничения (2) задают общее время работы участка нефтепровода в штатном режиме за месяц. Ограничения (3) задают плановый объем перекачки сырья за месяц. Ограничения (4) задают неотрицательность значений времени перекачки. Если для /-го режима в результате оптимизации окажется ti = 0, то данный режим не используется.
Возможная модификация постановки задачи оптимизации режимов перекачки, предлагаемая авторами, обусловлена наличием свободного объема резервуаров (с вариацией примерно 30% в месяц). Колебания суточного объема перекачки по рекомендуемому плану и фактическому находятся в пределах допустимых свободных объемов резервуарного парка. Это определяет степень свободы, которая позволяет, комбинируя режимы и суточные объемы, составлять оптимальные суточный и ежемесячный планы перекачки без нарушений объемов и планов отгрузки потребителям и приема нефти от поставщиков.
Оптимизации проводится в двух различных постановках задач [5]:
• расчет оптимальных режимов при заданном объеме перекачки по критерию минимума суммарных энергозатрат;
• расчет оптимального времени работы при заданных режимах и заданном объеме перекачки по критерию минимума суммарных энергозатрат.
В первом варианте постановки задачи оптимизации определяются основные режимы перекачки из плана-графика и проводится перерасчет времени работы в заданных режимах по критерию минимизации суммарных энергозатрат. Результат оптимизации - корректировка плана-графика по перекачке по времени работы в заданных режимах.
Второй вариант постановки задачи оптимизации -расчет оптимальных режимов и оптимального времени работы в этих режимах при заданном объеме перекачки
№ режима Ц, м3/ч КПД, % Еуд, кВт-ч /т
2.1.1.1 3657,9 58,5 4,54
2.2.1.1 4912,8 69,9 6,17
2.2.2.1 4898,3 69,8 6,05
2.3.1.1 5876,9 76,3 7,47
2.4.1.1 6434,1 79,1 8,71
2.4.2.1 6487,4 79,4 8,56
2.5.1.1 7175,4 82,1 9,76
2.5.2.1 7277,1 82,5 9,8
2.6.1.1 7679,3 83,7 10,88
2.7.1.1 8212,2 85,0 11,85
2.8.1.1 8507,8 85,6 12,84
2.12.1.1 9733,5 87,1 16,32
2.12.2.1 9762,6 87,1 16,47
за месяц по критерию минимума суммарных энергозатрат. Результат оптимизации - выбор оптимального режима перекачки и расчет оптимального времени перекачки в данном режиме.
Если следовать логике постановки задачи, во втором варианте должны получиться результаты не хуже, чем в первом варианте оптимизации.
Ниже в рамках описанных выше двух постановок задач оптимизации представлены результаты оптимизации режимов перекачки одного из участков действующего магистрального нефтепровода, проведенного для трех периодов. В табл. 1 приведены значения показателей режимов перекачки магистрального нефтепровода по данным карты технологических режимов. Анализ данных показывает, что только часть режимов работы насосов находится в рабочей области - с номинальным КПД (строки, выделенные серым цветом).
Так как нагрузка (расход) для режимов работы трубопровода с большим числом включенных насосов возрастает, то соответственно растет и удельное потребление электроэнергии на единицу перекачиваемого продукта. Это позволяет сочетать режимы работы участка трубопровода с пониженным КПД (нерациональным с точки зрения энергопотребления) с режимами на полную мощность (но затратными по удельному энергопотреблению).
Ставится задача поиска оптимальных режимов работы участка магистрального нефтепровода, при котором выполняется плановая транспортировка нефти при минимально возможном суммарном энергопотреблении всех магистральных насосных агрегатов (МНА) участка.
В табл. 2 приведены сводные данные для расчетов, полученные на основании данных плана-графика по перекачке. Средние значения Q и Еуд в табл. 2 найдены как средние с весом (вес определялся как доля времени работы по строке таблицы к сумме времени штатной работы за месяц) по плану-графику. Из расчетов исключены исходные данные работы трубопровода в нерациональных режимах, обусловленных работой нефтепровода в нештатных режимах.
Таблица 2
Сводная таблица для расчетов времени перекачки участка МН
№ Среднее значение из плана-графика Данные по плану-графику Данные из карты режимов
режима 0, тыс.т/сут 0, т/ч Eуд, кВтч/т Время, час/мес Е, тыс. кВт-ч 0, т/ч Eуд, кВтч/т
Первый период
2.4.1 131,38 5474 3,94 146 3145,3 5554 4,01
2.12.1 201,49 8395 7,51 530 33 427,10 8387 7,54
2.1.1 73,72 3071 2,15 67 442,88 3162 2,09
Итого 743 37 015,28
Второй период
2.12.1 200,33 8347 7,62 531 33 774,81 8387 7,51
2.4.1 121,26 5052 4,20 22 466,83 5554 4,01
2.8.1 139,15 5797 7,19 20 833,53 7337 5,91
2.2.2 75,79 3158 3,46 11 120,07 4229 2,78
2.6.1 155,44 6476 5,07 8 262,91 6625 5,01
Итого 592 35 458,15
Третий период
2.12.1 201,59 8399 7,49 661 41 608,13 8370 7,54
2.3.1 120,27 5011 3,42 35 599,72 5054 3,45
Итого 696 42 207,85
Таблица 3
Оптимизация времени работы по фактическим режимам на участке МН
№ режима План Оптимизация Экономия I
t, ч Объем перекачки, т Электроэнергия,, кВт-ч t, ч Объем перекачки, т Электроэнергия, кВт-ч кВт-ч Г
Первый период
2.4.1.1 146 799 240 3145299 268 1 467 685 5 775 871 -2 630 572
2.12.1.1 530 4449 514 33 427 101 475 3 986 872 29 951 491 3475610
2.1.1.1 67 205 803 442 881 0 442 881
Итого 743 5 454 557 37 015 281 743 5 454 557 35 727 363 1 287 918 3,48
Второй период
2.12.1 531 4 432 275 33 774 806,00 487 4 069 032 31 006 828 2 767 977
2.4.1 22 111 158 466 832,00 0 0 0 466 832
2.8.1 20 115957 833 533,00 0 0 0 833 533
2.2.2 11 34 738 120 065,00 0 0 0 120 065
2.6.1 8 51 812 262 912,00 105 676 907 3 434 863 -3 171 952
Итого 592 4 745 940 35 458 148,00 592 4 745 940 34 441 692 1 016 455 2,87
Третий период
2.12.1 661 5 552 177 41608127 661 5 552177 41 608 127 0
2.3.1.1 35 175 388 599723 35 175388 599 723 0
Итого 696 5 727 566 42207850 696 5 727 566 42 207 850 0 0
Среднее за год 13 826 238 3,18
В первый период имеют место три основных режима работы, объединенных в расчетах как режимы группы 2.1.1, 2.4.1 и 2.12.1. Во втором периоде основная перекачка велась в режиме 2.12.1 - 531 час. На других четырех режимах - 61 час. В третьем периоде наблюдаем работу в двух основных режимах - 2.3.1 и 2.12.1.
Результаты расчетов оптимального времени работы приведены в табл. 3. Оптимальное время работы в третьем периоде совпадает с плановым временем. В первом периоде использование режима 2.1.1.1 не рационально. Оптимальное соотношение времени работы в режимах 2.4.1.1 и 2.12.1.1 в первом периоде изменилось, что дает экономию электроэнергии на
1 287 918 кВтч. Во втором периоде рационально использовать сочетание режимов 2.6.1 и 2.12.1, что дает экономию электроэнергии на 1 016 455 кВтч, или экономию в 2,87 % к общему значению за данный период.
Анализ результатов оптимизации режимов показывает, что по исследованному участку план-график составлен не оптимальным образом. Использование режимов 2.7.1 и 2.12.2 вместо используемых в первом периоде режимов 2.1.1, 2.4.1 и 2.12.1 дает существенную суммарную экономию 4 786 862 кВтч электроэнергии на перекачку. Во втором периоде использование режимов 2.7.1 и 2.12.2 вместо 2.1.1.1, 2.2.2.1, 2.4.1.1, 2.6.1.1, 2.8.1.1 и 2.12.1.1 дает суммарную экономию
2 283 042 кВтч электроэнергии на перекачку.
По данным за третий период лучше сочетать режимы 2.7.1.1 и 2.12.1 вместо 2.1.1, 2.4.1 и 2.12.1, что дает суммарную экономию в 553 221 кВт ч электроэнергии.
Таким образом, полученные результаты показывают, что при использовании оптимизационных методик при составлении плана-графика по перекачке существует потенциал энергосбережения. Оценка его значения составляет примерно 4 % в год, что и имеет доверительную погрешность около 15 %, которая складывается вследствие неучета ряда технических и технологических факторов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Тугунов, П.И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учеб. пособие для вузов / П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, А.А. Коршак и др. - Уфа: ДизайнПолиграфСервис, 2002. 658 с.
2. Нечваль М.В. Последовательная перекачка нефтей и нефтепродуктов по магистральным продуктопроводам / М.В. Нечваль, В.Ф. Новоселов, П.И. Тугунов. - М.: Недра, 1976. 350 с.
3. РД 153-39.4-056-00. Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводо. - М.: Недра, 2001. 194 с.
4. Байков, И.Р. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа / И.Р. Байков, С.В. Китаев, И .А. Шаммазов. - СПб.: Недра, 2008. 440 с.
5. Мухаметзянов, И.З. Параллельные вычисления в задаче оптимизации режимов работы участка магистрального нефтепровода / И.З. Мухаметзянов, Л.Ф. Нурисламова, А.А. Юнусов, И.М. Губайдуллин // Научный сервис в сети Интернет: экзафлопное будущее: Тр. междунар. суперкомпьютерной конференции. - М.: Изд-во МГУ, 2011. С. 210-213.
6. Байков, И.Р. Методы анализа надежности и эффективности систем добычи и транспорта углеводородного сырья / И.Р. Байков, Е.А. Смородов, К.Р. Ахмадуллин. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2003. 272 с.
METHODOLOGICAL SUPPORT TO OPTIMIZE OF ENERGY EFFICIENCY MODES OF OIL TRANSPORTATION THROUGH PIPELINES
MUKHAMETZYANOV I.Z., Dr. Sci. (Ph.-m.), Prof. of the Department of Mathematics KITAEV S.V., DR. Sci. (Tech.), Prof. of the Department of Transport and Storage of Oil and Gas BAIKOV I.R., Dr. Sci. (Tech.), Prof., Head of Department of Industrial Heat Power Engineering Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Russia). E-mail: [email protected]
ABSTRACT
Submitted methodological support to optimize energy efficiency modes of oil transportation through pipelines. Feature of the problem of optimization of the work of the main pipeline is taken into account a large number of technical and technological constraints under relevant regulations. The authors proposed a modification of the formulation of the problem of optimization of pumping stations main oil pipeline, which takes into account the presence of the free volume of the tank farm. As part of the stringent restrictions describe such a complex system account free volume determines the additional degree of freedom, which allows combining modes and daily volume pumping, be the optimal plan without violating the scope and plans for shipment to consumers and receive oil from suppliers.
According to the results of the implementation of optimization problems of selection modes for transfer of a section of the existing main pipeline for the three periods of work, shows a significant potential for energy savings.
Keywords: : trunk pipeline, optimize energy efficiency pumping, cybernetic methods, optimization model. REFERENCES
1. Tugunov P.I., Novosjolov V.F., Korshak A.A. i dr. Tipovye raschjoty pri proektirovanii i jekspluatacii neftebaz i nefteprovodov: Uchebnoe posobie dlja vuzov [Model calculations in the design and operation of tank farms and pipelines: textbook for universities]. Ufa, DizajnPoligrafServis, 2002. 658 р.
2. Nechval' M.V., Novoselov V.F., Tugunov P.I. Posledovatel'naja perekachka neftej i nefteproduktov po magistral'nym produktoprovodam [Sequential pumping of oil and oil products through trunk pipelines]. - Mоskva, Nedra, 1976. 350 p.
3. State Standard 153-39.4-056-00. Rules for technical operation of main oil pipelines. Moscow, Nedra, 2001. 194 p.
4. Bajkov I.R., Kitaev S.V., Shammazov I.A. Metody povyshenija jenergeti-cheskoj jeffektivnosti tru-boprovodnogo transporta prirodnogo gaza [Methods to improve the energy efficiency of pipeline transportation of natural gas]. - SPb., Nedra, 2008. 440 p.
5. Muhametzjanov I.Z., Nurislamova L.F., Junusov A.A., Gubajdullin I.M. Parallel computing in the optimization of the operation modes section of the trunk pipeline Nauchnyj servis v seti Internet: jekzaflopnoe budushhee: Trudy mezhdunarodnoj superkomp'juternoj konferencii. Moscow, Publishing house of Moscow state University, 2011. - pp. 210-213. (In Russian).
6. Bajkov I.R., Smorodov E.A., Ahmadullin K.R. Metody analiza nadezhnosti i jeffektivnosti sistem dobychi i transporta uglevodorodnogo syr'ja [Methods of analysis the reliability and efficiency of systems of production and transportation of hydrocarbons]. Moscow, Nedra-business Center, 2003. 272 p.
