CC BY
474
УДК 622.692.4; 621.31
МЕТОДИКА МНОГОКРИТЕРИАЛЬНОЙ ОЦЕНКИ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧРП НА ОБЪЕКТАХ МАГИСТРАЛЬНЫХ
НЕФТЕПРОВОДОВ
В.А. ШАБАНОВ, к.т.н., заведующий кафедрой электротехники и электрооборудования предприятий
А.Р. КАЛИМГУЛОВ, к.ф.-м.н., доцент кафедры электротехники и электрооборудования предприятий
Э.Ф. ХАКИМОВ, аспирант кафедры электротехники и электрооборудования предприятий
ФГБОУ ВО Уфимский государственный нефтяной технический университет (Россия, 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа, ул. Космонавтов, д. 1). [email protected] П.А. РЕВЕЛЬ-МУРОЗ, вице-президент
ОАО «АК «Транснефть» (Россия, 119180, Москва, ул. Большая Полянка, д. 57)
Проблема исследования и оптимизации частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) магистральных насосов носит комплексный характер и является многокритериальной. Статья посвящена разработке методики, в которой учтены как энергетические критерии, так и критерии повышения надежности электродвигателей и трубопровода, обусловленные снижением числа пусков магистральных насосных агрегатов и снижением цикличности нагружения трубопровода. Все критерии сведены к единому - сроку окупаемости затрат на установку и эксплуатацию ЧРП. Рассмотрено применение методики на примере двух технологических участков магистральных нефтепроводов, эксплуатируемых в настоящее время без использования ЧРП.
Ключевые слова: частотно-регулируемый электропривод, электродвигатель, цикличность нагружения, срок окупаемости.
магистральный
АНАЛИЗ СОВРЕМЕННОГО СОСТОЯНИЯ ПРОБЛЕМЫ
Одной из наиболее актуальных задач современного транспорта нефти по магистральным трубопроводам является разработка частотно-регулируемых электроприводов (ЧРП) магистральных насосов нефтеперекачивающих станций (НПС) [1-5]. Использование ЧРП на НПС позволяет снизить не только расход электроэнергии на перекачку, но и число включений и отключений насосных агрегатов (НА), а также снижает перепады внутреннего давления в трубопроводе при переходе от одного режима перекачки к другому, что повышает надежность трубопровода и снижает расходы на эксплуатацию [6-8]. Проблема исследования и оптимизации ЧРП магистральных насосов носит комплексный характер и является многокритериальной [9-11]. Но наибольшее внимание при оптимизации режимов работы магистральных НА (МНА) обычно уделяется энергетическим критериям, целевая функция в составе которых представляет собой зависимость расхода электроэнергии от частоты вращения МНА [12-22]. В основе оптимального использования ЧРП по энергетическим критериям лежит оптимизация режима работы магистрального насоса за счет увеличения его КПД при снижении частоты вращения. Оптимизации режима работы магистральных насосов при ЧРП посвящено много работ [10-13, 16, 20, 23-27]. При этом были
получены уравнения, позволяющие исследовать КПД магистрального насоса в функции его частоты вращения и производительности нефтепровода при любом числе работающих магистральных насосов [23, 24, 28, 29]. Было установлено, что при ЧРП оптимальный режим регулируемого магистрального насоса будет при равенстве относительных значений частоты вращения и подачи насоса. Однако в реальных режимах работы нефтепроводов, когда не все насосы оборудованы ЧРП, это условие, как правило, не выполняется и относительное значение подачи регулируемого насоса может быть меньше относительного значения его частоты вращения. Исследования, выполненные в [16, 28, 29], показали, что при этом не всегда использование ЧРП приводит к снижению расхода электроэнергии на перекачку, так как эффект от увеличения КПД насоса с ЧРП может почти полностью компенсироваться либо потерями мощности в преобразователях частоты, либо вследствие того, что повышение КПД регулируемых насосов может сопровождаться снижением КПД нерегулируемых насосов. Поэтому актуальным является выполнение исследований, направленных как на выявление режимов перекачки, в которых использование ЧРП может дать существенное снижение расхода электроэнергии, так и на разработку других критериев оптимизации. Наибольший интерес вызывают критерии,
основанные на снижении числа включении и отключении НА при использовании ЧРП для исключения циклической перекачки [30-32].
В настоящее время регулирование режима перекачки нефти по магистральным нефтепроводам (МН) производится путем подбора числа НА. При этом не всегда удается обеспечить плановый суточный объем перекачки при фиксированном числе НА. В этом случае используется циклическая перекачка, при которой трубопровод последовательно (циклически) работает с разным числом насосов. Недостатком такого способа перекачки является необходимость выполнять большое число пусков электродвигателей и большое число включений/отключений НА. При этом металл труб МН работает в условиях циклического изменения внутреннего давления [33, 34]. Циклическое изменение давления приводит к ускоренному развитию дефектов в трубопроводе, что сокращает остаточный ресурс трубы и приводит к необходимости сокращать межремонтный период. Особенно опасно циклическое нагружение для трубопроводов, проработавших более 20 лет, что связано с ухудшением их технического состояния и появлением усталостных трещин [35]. Применение ЧРП позволяет либо исключить циклическую перекачку, либо снизить перепады давления до значений, при которых они могут не оказывать влияние на предел усталости [36]. Согласно [37], к низкоамплитудным, которые не учитываются при определении цикличности нагружения трубопровода, относятся перепады давления менее 0,2 МПа.
Поэтому актуальной задачей является разработка критериев эффективности использования ЧРП магистральных насосов на действующих нефтепроводах, основанных на влиянии снижения цикличности нагружения. Статья посвящена разработке методики, которая учитывает как энергетические критерии, так и критерии повышения надежности электродвигателей и трубопровода, обусловленные снижением числа пусков МНА и цикличности нагружения трубопровода. В настоящей статье все критерии сводятся к единому - сроку окупаемости затрат на установку и эксплуатацию ЧРП. Использование единого критерия требует решения следующих задач:
• определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку;
• оценка изменения межремонтных интервалов и снижения затрат на ремонт электродвигателей вследствие снижения числа пусков при использовании ЧРП магистральных насосов;
• оценка увеличения межремонтного интервала трубопровода вследствие использования ЧРП. Оценка снижения затрат на ремонт дефектов трубопровода;
• оценка экономической эффективности применения ЧРП на объектах МН ОСТ.
ОПРЕДЕЛЕНИЕ СНИЖЕНИЯ РАСХОДА И ЗАТРАТ НА ОПЛАТУ ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ПЕРЕКАЧКУ ЗА СЧЕТ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЧРП
При использовании ЧРП магистральных насосов для исключения циклической перекачки и регулирования давления снижение расхода электроэнергии достигается за счет двух основных факторов [10]: исключение потерь в регуляторах давления (РД) в случае использования магистральных насосов с ЧРП для снижения давления на выходе
НПС вместо использования РД и повышение КПД насосов при снижении их частоты вращения.
При использовании НА с ЧРП для снижения давления (вместо РД) принимается, что ЧРП устанавливается на той НПС, на выходе которой используется регулирование давления. При этом для снижения давления уменьшается скорость вращения магистральных насосов только тех НПС, на выходе которых используется регулирование давления. Поэтому изменится режим работы насосов и расход электроэнергии только на тех НПС, на которых вместо РД устанавливаются ЧРП. Потребление электроэнергии другими НПС не изменяется.
При замене режимов циклической перекачки режимами с использованием ЧРП все технические и технологические параметры перекачки (производительность МН, давление на входах и выходах НПС, частота вращения НА) принимаются по результатам технологического расчета. При использовании ЧРП один или несколько насосов будут работать с частотой вращения ниже номинального значения. При этом, как показывают расчеты, их КПД в большинстве случаев повышается [16, 28, 29]. Если снижение потерь мощности в НА превышает потери мощности в преобразователях частоты, то использование ЧРП для замены циклической перекачки приведет к снижению потребления мощности и электроэнергии из электрической сети.
ОЦЕНКА ИЗМЕНЕНИЯ МЕЖРЕМОНТНЫХ ИНТЕРВАЛОВ И СНИЖЕНИЯ ЗАТРАТ НА РЕМОНТ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ ВСЛЕДСТВИЕ СНИЖЕНИЯ ЧИСЛА ПУСКОВ ПРИ ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧРП МАГИСТРАЛЬНЫХ НАСОСОВ Частые пуски электродвигателей в режимах циклической перекачки приводят к ускоренному износу как механических частей электродвигателя вследствие динамических нагрузок при пуске, так и электрических частей вследствие протекания повышенных пусковых токов. Дополнительный перегрев обмотки статора при пуске электродвигателей в режимах циклической перекачки приводит к ускоренному износу изоляции, что сокращает срок службы и изоляции, и электродвигателей. В результате может уменьшаться межремонтный интервал между текущими ремонтами, остаточный ресурс и срок службы электродвигателей.
Так как в соответствии с РД-29.020.00-КТН-087-10 [38] периодичность работ по текущему ремонту синхронных высоковольтных электродвигателей магистральных насосов составляет 5000-6000 ч наработки, или 60 пусков, то один пуск эквивалентен 83,3-100 ч наработки. В РД-29.160.30-КТН-267-10 [39] принято, что один пуск эквивалентен 200 ч наработки, что сокращает межремонтный интервал на 200 ч. В статье при расчетах принято, что каждый пуск снижает ресурс электродвигателя на 100 ч. Тогда при снижении числа пусков за год на АЫ вследствие использования ЧРП остаточный ресурс по сравнению с использованием без ЧРП возрастет на величину
АТЫ = 100 -АЫ (1)
При пуске электродвигателя происходит повышенный нагрев и ускоренный износ изоляции обмотки статора. После окончания пуска температура обмотки электродвигателя начинает уменьшаться, и по окончании охлаждения температура электродвигателя возвращается
к установившейся температуре нагрузочного режима. Так как температура не может сразу уменьшиться до номинального значения, то дополнитель-ный износ изоляции происходит еще и во время охлаждения. Суммарный износ изоляции за цикл пуска будет равен сумме износов при нагреве и охлаждении.
При установке ЧРП суммарный износ изоляции обмотки статора электродвигателя снизится по сравнению с работой МН без использования ЧРП на
АТп -АЫ ■ Т, ч,
к -АТр
тр
АЗ.
тр
'' ктр/ ■ Зтр/,
АЗКр/ ккр ■ Зкр/,
нефтепроводах и оценку экономической эффективности использования ЧРП вследствие снижения затрат на ремонт трубопровода.
При известном значении уменьшения количества дефектов, подлежащих ремонту, снижение затрат на ремонт трубопровода участка трубопровода между соседними НПС при использовании ЧРП определяется по выражению
АЗ, = Пдпр ■ Зр, (6)
(2) где ПдПР - уменьшение количества дефектов, подлежащих
где Т - увеличение износа изоляции за цикл пуска по сравнению с износом при номинальном токе.
При этом интервал между капитальными ремонтами вследствие снижения числа пусков при использовании ЧРП увеличится за год на АТп.
Для определения снижения затрат на проведение текущих ремонтов электродвигателей по аналогии с РД-29.160.30-КТН-267-10 [39] введен коэффициент увеличения межремонтного интервала электродвигателя ктр, (в относительных единицах):
(3)
где АТтр - время сокращения срока службы электродвигателя вследствие прямых пусков при циклической перекачке; Ттр - межремонтный период электродвигателя, ч, принимаемый согласно нормативным документам [38].
Тогда вследствие увеличения межремонтного интервала среднегодовые затраты на проведение текущих ремонтов /-го электродвигателя по [39] снижаются на
ремонту на /-м участке между соседними станциями; Зр затраты на ремонт одного дефекта.
Уменьшение количества дефектов, подлежащих ремонту, должно определяться с учетом информации о параметрах фактически имеющихся дефектов и их развития во времени под влиянием цикличности нагружения. Известны методики, которые, используя информацию о параметрах фактически имеющихся дефектов в трубопроводе по известному значению коэффициента снижения цикличности нагружения, рассчитывают развитие дефектов во времени и позволяют определять уменьшение количества дефектов, подлежащих ремонту. Если уменьшение количества дефектов, подлежащих ремонту, неизвестно, то оно может быть приближенно определено по выражению
( -I 'А
п
Дпр - пр1
1
к,
сц
(7)
(4)
где Зр - затраты на текущий ремонт /-го электродвигателя, тыс. руб.
По аналогии с (4) введем коэффициент увеличения интервала между капитальными ремонтами двигателя ккр, (в относительных единицах) за год. Тогда затраты на проведение капитальных ремонтов /-го электродвигателя, приведенные к одному году, снижаются на
(5)
где Зр - затраты на ремонт обмотки /-го электродвигателя во время капитального ремонта, тыс. руб.
Результаты расчетов по (4) и (5) суммируются для всех электродвигателей технологического участка, на которых используется ЧРП.
Результатами расчетов являются снижение затрат на текущий ремонт и снижение затрат на ремонт обмотки статора.
ОЦЕНКА УВЕЛИЧЕНИЯ МЕЖРЕМОНТНОГО ИНТЕРВАЛА ТРУБОПРОВОДА ВСЛЕДСТВИЕ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ЧРП. ОЦЕНКА СНИЖЕНИЯ ЗАТРАТ НА РЕМОНТ ДЕФЕКТОВ ТРУБОПРОВОДА
Применение ЧРП позволяет исключить циклическую перекачку или существенно снизить перепады давления. При этом снижается скорость развития дефектов в теле трубы и уменьшается число дефектов, требующих ремонта. Рассмотрим оценку увеличения межремонтного периода в результате использования ЧРП на эксплуатируемых
где кСЦ - коэффициент снижения цикличности нагружения; пр1 - число ремонтов труб участка МН между соседними НПС при работе трубопровода без использования ЧРП.
Коэффициент снижения цикличности нагружения представляет собой отношение цикличности нагружения при работе МН без использования ЧРП к расчетному (прогнозному) значению цикличности нагружения при работе МН с использованием ЧРП. Определение цикличности нагруже-ния при работе МН без использования ЧРП выполняется по [37]. При определении цикличности нагружения с использованием ЧРП учитываются не только включения (технологические переключения), но и изменения режимов работы МН, обусловленные повышением частоты вращения НА.
Результатами расчетов является снижение затрат на ремонт трубопровода.
ОЦЕНКА ЭКОНОМИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧРП
Годовая экономия при применении ЧРП Э, тыс. руб., определяется по формуле
Э -АЗЭЭ + ■АЗдд +АЗту -Зо6сл,
(8)
где АЗЭЭ - снижение затрат на оплату электроэнергии; АЗЭД - снижение затрат на проведение ремонтов электродвигателей; АЗТУ - снижение затрат на ремонт трубопровода технологического участка; Зо6сл - годовые затраты на обслуживание ЧРП специализированной организацией, тыс. руб.:
Зо6сл - ко6сл ■ NЧРП ■ Зчрп,
(9)
где ЗЧРП - стоимость ЧРП, тыс. руб.; МЧРП - количество устанавливаемых ЧРП; ко6сл - коэффициент, принимаемый на основе опыта эксплуатации либо по данным заводов-изготовителей или обслуживающих организаций.
При упрощенной оценке срок окупаемости ЧРП, Ток, лет, определяется по формуле
т _ + км)' nчрп 'зчрп (10)
>°к _ з . ^ 1
где ЗЧРП - стоимость ЧРП, тыс. руб.; МЧРП - количество устанавливаемых ЧРП; км - коэффициент, учитывающий затраты на строительные, монтажные, пусконаладочные и другие работы; Э - годовая экономия при применении ЧРП, тыс. руб.
Коэффициент км определяется по структуре затрат на НПС с ЧРП магистральных насосов. Результаты расчетов оформляются в виде табл. 1.
Таблица 1
Экономическая эффективность ЧРП
Снижение затрат, тыс. руб. Срок окупаемости, лет
Технологический участок На оплату На На Годовая электро- ремонт ремонт экономия энергии ЭД трубы
ВЫПОЛНЕНИЕ ОПТИМИЗАЦИОННЫХ РАСЧЕТОВ
Оптимизационные расчеты выполняются путем варьирования числа и места установки НА с ЧРП. Для этого намечаются варианты расстановки НА с ЧРП. Для каждого варианта выполняется технологический расчет и определяется коэффициент снижения цикличности нагружения; снижение затрат на оплату электроэнергии; снижение затрат на проведение ремонтов электродвигателей; снижение затрат на ремонт трубопровода технологического участка и срок окупаемости ЧРП. Варианты не должны существенно отличаться по цикличности нагружения и величине коэффициента снижения цикличности нагружения. Целевой функцией оптимизации является срок окупаемости. Критерием выбора оптимального варианта является минимальное значение целевой функции.
Таблица 2
Экономическая эффективность ЧРП на ТУ «Ленинск-Нурлино»
ПРИМЕРЫ РАСЧЕТОВ
Рассмотрим применение методики на примере двух технологических участков (ТУ) магистральных нефтепроводов, эксплуатируемых в настоящее время без использования ЧРП: ТУ «Ленинск-Нурлино» ОАО «Транснефть-Урал» МН «НКК» и ТУ «Торгили-Чаши» ОАО «Транснефть-Сибирь» МН «УБКУА».
Перечень исходных данных, необходимых для выполнения расчетов: карта технологических режимов; данные по соблюдению режимов работы (СРР); параметры трубопровода (фактический диаметр по участкам, шероховатость); сжатый профиль трассы трубопровода; типы и основные параметры ЭД (номинальная мощность, номинальное напряжение, КПД, коэффициент мощности); паспортные данные НА (с указанием фактических диаметров роторов НА; фактического КПД насоса при номинальной подаче); фактические характеристики насосов (графические зависимости напора и КПД от подачи); тарифы на электроэнергию и мощность; затраты на обслуживание преобразователей частоты и затраты на работы, связанные с проектированием, монтажом, наладкой ПЧ на НПС; затраты на один текущий ремонт электродвигателя, на один капитальный ремонт электродвигателя (или затраты на ремонт обмотки статора); данные об уменьшении количества дефектов, подлежащих ремонту вследствие снижения цикличности нагружения; число отремонтированных дефектов на участках между соседними станциями технологического участка и стоимость ремонтов за исследуемый год.
Результаты расчетов ТУ «Ленинск-Нурлино» ОАО «Транснефть-Сибирь» МН «НКК» приведены в табл. 2 и на рис. 1. Расчеты выполнены при установке на ТУ трех ЧРП при стоимости преобразователя частоты ЗЧРП = 38 840 тыс. руб при коэффициенте затрат на обслуживание кобсл = 0,14
Срок окупаемости использования ЧРП на ТУ «Ленинск-Нурлино» ОАО «Транснефть-Урал» МН «НКК» составляет
I
Рис. 1. Диаграмма снижения затрат при
использовании ЧРП на ТУ «Ленинск-Нурлино», тыс. руб.
Снижение затрат, тыс. руб. Срок окупаемости, лет
Технологический участок На оплату На ремонт На ремонт Итого сниже-электроэ- "1П г , ЭД трубы ние затрат нергии
«Ленинск- Нурлино» 3289,85 2697,30 17 242,44 22 183,49 6,9 МН НКК
17242,44; 74%
289,85; 14%
2697,30; 12%
Таблица 3
Экономическая эффективность ЧРП на ТУ «Торгили-Чаши»
I
Рис. 2. Диаграмма снижения затрат при
использовании ЧРП на ТУ «Торгили-Чаши», тыс. руб.
Снижение затрат, т ыс '. руб. Срок оку-
Технологический участок На о эле эне плату На ремонт На р ктро- "1П г ЭД тр ргии ем уб онт Итого сниже-ы ние затрат паемости, лет, при ЗЧРП = 38 840 тыс. руб.
«Торгили-Чаши» МН «УБКУА» 11 903,65 5548,30 4429,21 20 715,96 7,3
11903,65; 55%
548,30; 25%
4429,21 20%
6,9 года. Наибольший экономический эффект от использования ЧРП происходит за счет снижения затрат на ремонт трубы (74%). Снижение затрат на оплату электроэнергии составляет 14% от общего снижения затрат. Если учитывать только снижение затрат на оплату электроэнергии, то срок окупаемости будет 29,8 года.
Результаты расчетов ТУ «Торгили-Чаши» ОАО «Транснефть-Сибирь» МН «УБКУА» приведены в табл. 3 и на рис. 2. Расчеты выполнены при установке на ТУ трех ЧРП.
Срок окупаемости использования ЧРП на ТУ «Торгили-Чаши» ОАО «Транснефть-Сибирь» МН «УБКУА» составляет 7,3 года. Наибольший экономический эффект от использования ЧРП происходит за счет снижения затрат на оплату электроэнергии (55%). Если учитывать только снижение затрат на оплату электроэнергии, то срок окупаемости трех ЧРП будет 8,2 года.
ВЫВОДЫ
1. Разработана методика оценки эффективности применения ЧРП на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть». В качестве критериев эффективности применения ЧРП приняты: коэффициент снижения цикличности нагружения; снижение затрат на оплату электроэнергии, снижение затрат на ремонт электродвигателей, снижение затрат на устранение (ремонт) дефектов трубы. В качестве итогового критерия принят срок окупаемости ЧРП, определяемый по упрощенной методике.
2. Расчеты, выполненные для двух технологических участков, показали, что все три составляющие снижения затрат: снижение затрат на оплату электроэнергии, на ремонт электродвигателей и на ремонт трубы соизмеримы. Неучет любого из них приводит к существенному увеличению расчетного срока окупаемости использования ЧРП.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Васильев, Г.Г. и др. Трубопроводный транспорт нефти: Учеб. для вузов. В 2 т. / Под. ред. С.М. Вайнштока. М.: Недра-Бизнесцентр, 2002. Т. 1. 447 с.
2. Гумеров А.Г., Гумеров Р.С. и др. Эксплуатация оборудования нефтеперекачивающих станций. М.: Недра, 2001. 475 с.
3. Щербань А.И., Борисов К.А., Ахияртдинов Э.М. К вопросу разработки технологии транспорта нефтепродуктов на основе регулирования частоты вращения перекачивающих насосных агрегатов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2007. № 6. С. 7-10.
4. Зайцев Л.А., Ясинский Г.С. Регулирование режимов магистральных нефтепроводов. М.: Недра, 1980. 187 с.
5. Гольянов А.И., Михайлов А.В., Нечваль А.М., Гольянов А.А. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода // Транспорт и хранение нефтепродуктов: НИС. М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998, № 10. С. 16-18.
6. Сокол Е.И., Бару А.Ю., Лукпанов Ж.К. Опыт разработки и внедрения преобразователей частоты для регулируемого электропривода насосных агрегатов МН // Электротехника. 2004. № 7. С. 52-57.
7. Васильковский В.В. Частотно-регулируемый электропривод насосных агрегатов в нефтепродуктопроводном транспорте // Нефтепереработка и нефтехимия: НТИС М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1989, № 6. С. 36-38.
8. Шабанов, В.А., Кабаргина, О.В. Достоинства и перспективы использования частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на НПС // Управление качеством в нефтегазовом комплексе, 2011. Т. 2. С. 63-66.
9 Гумеров А.Г., Борисов К.А., Козловский А.Ю. Внедрение энергосберегающих технологий в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов // Нефтяное хозяйство. 2007. № 3. С. 85-88.
10. Туманский А.П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным трубопроводам с перекачивающими станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом // Транспорт и хранение нефтепродуктов. 2005. № 8. С. 11-14.
11. Евлахов С.К. Методические предпосылки исследования задач оптимального управления потоками в сети магистральных нефтепроводов // Нефть, газ и бизнес. 2007. № 1-2. С. 28-30.
12. Вязунов Е.В. Расчет оптимального режима перекачки по магистральному трубопроводу при регулировании давления методом дросселирования потока // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: НТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1969. № 12. С. 7-9.
13. Шабанов В.А., Бондаренко О.В. Целевые функции и критерии оптимизации перекачки нефти по нефтепроводам при частотно-регулируемом электроприводе магистральных насосов // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2012. № 4. С. 10-17. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_12.pdf
14. Шабанов В.А., Кабаргина О.В., Павлова З.Х. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2011. № 6. С. 24-29. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_8.pdf
15. Ахмадуллин К.Р. Методы расчета и регулирования режимов работы насосных станций магистральных нефте-продуктопроводов // Нефтяное хозяйство. № 3. 2005. С. 100-103.
16. Шабанов В.А., Ахметгареев А.А. К вопросу о выборе оптимального режима работы магистрального насоса с частотно-регулируемым приводом // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012. № 3(89). С. 119-127.
17. Шабанов В.А., Шарипова С.Ф. Критерии эффективности частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на нефтеперекачивающих станциях // Электротехнические и информационные комплексы и системы, 2013. № 1(9). С. 38-43.
18. Коршак А.А., Нечваль А.М. Проектирование и эксплуатация газонефтепроводов. СПб.: Недра, 2008. 488 с.
19. Шилин Ю.И., Мороз П.А. К постановке задачи об оптимальном управлении магистральным нефтепроводом, работающем в режиме из насоса в насос // Нефтяное хозяйство. М.: Недра, 1966. № 1. С. 63-66.
20. Гафаров Р.Р., Данилин О.Е. Двухуровневая система оптимизации работы нефтеперекачивающих станций на участке магистрального нефтепровода // Нефтегазовое дело, 2008. Т. 6. № 2. С. 105-112.
21. Бобровский С.А. Оценка эффективности регулирования работы насосных станций трубопроводов // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: НТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1965. № 6. С. 19-22.
22. Русов Е.В., Володин В.Г., Кудояров Г.Ш., Голощапов В.Г. Об основных факторах эффективности применения на магистральных нефтепроводах насосного агрегата с регулируемым электроприводом // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: РНТС. М.: ВНИИОЭНГ, 1978. № 10. С. 23-26.
23. Самоленков С.В. Обоснование энергосберегающих режимов работы нефтеперекачивающих центробежных насосов с регулируемым приводом: Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук. СПб., 2014.
24. Самоленков С.В., Кабанов О.В. Об алгоритме оптимального управления работой нефтеперекачивающих станций // Сб. матер. Межрегион. семинара «Рассохинские чтения», 2011. С. 287-291.
30
31
25. Шабанов В.А., Павлова З.Х. Алгоритмы оптимизации частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов методом покоординатного спуска // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2012. № 4. С. 4-9. URL: http://www.ogbus. ru/authors/Shabanov/Shabanov_11.pdf.
26. Шабанов В.А., Павлова З.Х. Об определении мест расстановки частотно-регулируемых электроприводов на технологическом участке нефтепровода // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2012, № 3(89). С. 87-93.
27. Шабанов В.А., Шарипова С.Ф., Рябишина Л.А. Постановка задачи структурно-параметрической оптимизации перекачки нефти по нефтепроводам при частотно-регулируемом электроприводе // Нефтегазовое дело: ЭНЖ.
2013. № 6. С. 1-24. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_19.pdf
28. Шабанов В.А., Шарипова С.Ф., Ахметгареев А.А. Влияние частоты вращения на КПД магистрального насоса // Электротехнические и информационные комплексы и системы, 2013. № 4, Т. 9. С. 13-19.
29. Шабанов В.А., Хакимов Э.Ф. Влияние частотно-регулируемого электропривода на КПД магистральных насосов нефтеперекачивающих станций // Тр. VIII Междунар. (XIX Всерос.) конф. по автоматизир. электроприводу АЭП-
2014. В 2 т. Т. 2. Изд-во Мордовского университета, 2014. С. 501-503.
Шабанов В.А., Павлова З.Х., Калимгулов А.Р. О влиянии частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на цикличность нагружения трубопровода // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2012, № 5. С. 23-30. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_14.pdf.
Шабанов В.А., Хакимов Э.Ф. Приближенная оценка снижения цикличности нагружения трубопровода при использовании частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2015. № 6. С. 253-276.URL: http://ogbus.ru/issues/6_2015/ogbus_6_2015_p253-276_ShabanovVA_ru.pdf.
32. Шабанов В.А. Методы оценки и пути повышения эффективности частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на действующих нефтепроводах // Нефтегазовое дело. Т. 13. № 3. 2015. С. 73-82.
33. Гутман Э.М., Амосов Б.В., Худяков М.А. Малоцикловая коррозионная усталость трубной стали при эксплуатации магистральных нефтепроводов // Строительство трубопроводов. 1978. № 4. С. 25-30.
34. Волский М.И., Аистов А.С., Гусенков А.П. и др. Прочность труб магистральных нефте- и продуктопроводов при статическом и малоцикловом нагружении // Нефтяная промышленность. Сер. Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов: Обзор. информ. М.: ВНИИОЭНГ, 1979. 55 с.
35. Худяков М.А., Муфтахов М.Х., Бердин В.К., Закирничная М.М. Влияние ликвационной полосы на распределение напряжений в стене трубы // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2006. № 2. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Hudyakov/ Hudyakov_1.pdf
36. Баширов И.В. Разрушение технологических трубопроводов при одновременном воздействии циклических и вибрационных нагрузок, на резонансной частоте // Нефтегазовое дело: ЭНЖ. 2012. № 4. С. 370-377. URL: http:// www.ogbus.ru/authors/BashirovIV/BashirovIV_1.pdf
37. RD-23.040.00-КТН-265-10. Оценка технического состояния магистральных трубопроводов на соответствие требованиям нормативно-технических документов. 129 с.
38. RD-29.020.00-КТН-087-10. Положение о системе технического обслуживания и ремонта энергетического оборудования магистральных нефтепроводов на давление до 10 МПа. 356 с.
39. RD-29.160.30-КТН-267-10 Методика обоснования применения устройств регулирования пускового тока высоковольтных двигателей насосных агрегатов. 143 с.
THE TECHNIQUE OF MULTI-CRITERIA EVALUATION OF EFFICIENCY OF VFD APPLICATION ON THE MAIN PIPELINES OBJECTS
SHABANOV V.A., Cand. Sci. (Tech.), Head of the Department of Electrical Engineering and Electrical companies KALIMGULOV A.R., Cand. Sci. (Ph.-m.), Associate Prof. of the Department of Electrical Engineering and Electrical companies
KHAKIMOV E.F., Graduate Student of the Department of Electrical Engineering and Electrical companies
Ufa State Petroleum Technological University (USPTU) (1, Kosmonavtov St., 450062, Ufa, Republic of Bashkortostan,
Russia). E-mail: [email protected]
REVEL''-MUROZ P.A., Vice-Prezident
Transneft, JSC (57, Bolshaya Polyanka St., 119180, Moscow, Russia) ABSTRACT
Optimization of variable frequency drives (VFD) using is comprehensive and multi-objective problem. The article is about developing of VFD using evaluation procedure that will take into account energy parameters and increasing of pumps and pipeline reliability caused by reducing of pumps starts number and by decreasing of cyclic loading coefficient.In the article all of the parameters are united in evaluation of VFD payback time. Parameters taken into account in this article are evaluation of energy consumption and electricity costs for oil pumping, evaluation of costs for electrical drives repair, evaluation of costs for pipeline repair.Optimization performed by comparing of variants with different number of VFD. Procedure was testedon two currently operating without VFD process sections of pipelines.
Keywords: variable frequency drive (VFD), main pump, electric motor,cyclic loading, payback period.
REFERENCES
1. Vasil'yev, G.G. Truboprovodnyy transport nefti [Pipeline transport of oil]. Moscow, Nedra-Biznestsentr Publ., 2002, vol.1. 447 p.
2. Gumerov A.G., Gumerov R.M., Akberdin A.S. Ekspluataciya oborudovaniya nefteperekachivayushih stancii [Operation of pumping stations equipment]. Moscow, Nedra Publ., 2001. 475 p.
3. Shcherban' A.I., Borisov K.A., Akhiyartdinov E.M. On the technology development of petroleum products transport based on variable-speed pumping pumps. Transport i khranenie nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2007, no. 6, pp. 7-10 (In Russian).
4. Zaitsev L.A., Yasinskii G.S. Regulirovanie rezhimov magistral'nykh nefteprovodov [Control of main oil pipelines]. Moscow, Nedra Publ., 1980. 187 p.
5. Gol'yanov A.I., Mikhailov A.V., Nechval' A.M., Gol'yanov A.A. Selecting the rational operating mode of trunk pipeline. Transport i khranenie nefteproduktov, 1998, no. 10, pp. 16-18 (In Russian).
6. Sokol E.I., Bary A.U., Lykpanov Zh.K. Experience in the development and implementation of frequency converters for adjustable electric pumps of main pumps. Elektrotehnika, 2004, no. 7, pp. 52-57 (In Russian).
7. Vasil'kovskii V.V. Variable frequency electric drive of pumps in petroleum products pipeline transport. Neftepererabotka i neftekhimiya, 1989, no. 6, pp. 36- 8 (in Russian).
8. Shabanov V.A., Kabargina O.V. Advantages and prospects for the use of frequency controlled electric drive of the main pumps at oil pumping stations. Upravlenie kachestvom vneftegazovom komplekse, 2011, vol. 2, pp. 63-66 (In Russian).
9. Gumerov A.G., Borisov K.A., KozlovskiiA.Yu. Introduction of energy-saving technologies in pipeline transport of oil and oil products. Neftyanoe khozyaistvo, 2007, no. 3, pp. 85-88 (in Russian).
21
22
10. Tumanskii A. P. Optimization of modes of pumping through pipelines with pumping stations equipped with variable frequency drive. Transport i hranenie nefteproduktov, 2005, no.8, pp. 11-14 (In Russian).
11. Evlakhov S.K. Methodological background for investigation of optimal flow control in trunk pipelines network. Neft, gaz i biznes, 2007, no. 1-2, pp. 28-30 (In Russian).
12. Vyazunov E.V. Calculating the optimal regime of pumping through the pipeline when pressure regulated by flow throttling. Transport i khranenie nefteproduktov, 1969, no. 12, pp. 7-9 (In Russian).
13. Shabanov V.A., Bondarenko O.V. Objective functions and optimization criteria of pumping oil in pipelines at frequency-regulated electric drive of the main pumps. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2012, no. 4, pp. 10-17. Available at: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_12.pdf (In Russian).
14. V.A. Shabanov, O.V. Kabargina, Z.KH. Pavlova. Evaluating the effectiveness of adjustable-frequency electric drives of main pumps. Electronic scientific journal Neftegazovo delo, 2011, no. 6, pp. 24-29. Available at: http://www.ogbus. ru/authors/Shabanov/Shabanov_8.pdf (In Russian).
15. Akhmadullin K.R. Methods for calculation and regulation of operating regimes of pump stations on oil and products pipeline. Neftyanoe khozyaistvo, 2005, no. 3, pp. 100-103 (In Russian).
16. Shabanov V.A., Ahmetgareev A.A. On the selection of the optimal mode of operation of the main pump with variable frequency drive. Problemy sbora, podgotovki i transporta nefti i nefteproduktov, 2012, no. 3 (89), pp. 119-127 (In Russian).
17. Shabanov V.A., Sharipova S.F. Kriterii effektivnosti chastotnoreguliruyemogo elektroprivoda magistral'nykh nasosov na nefteperekachivayushchikh stantsiyakh. Elektrotekhnicheskiye i informatsionnyye kompleksy i sistemy, 2013. no. 1(9). pp. 38-43. (in Russian).
18. Korshak A.A., Nechval' A.M. Proektirovanie iekspluatatsiia gazonefteprovodov [Design and operation of oil and gas pipelines]. Saint Petersburg, Nedra Publ., 2008. 488 p.
19. Shilin Yu.I., Moroz P.A. To formulating the problem of optimal control of the pipeline network running in the «out of the pump to the pump» regime. Neftyanoe khozyaistvo, 1966, no. 1, pp. 63-66 (In Russian).
20. Gafarov R.R., Danilin O.E. Two-level optimization system to work of petropumping stations on a site of the main oil pipeline. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2008, vol. 6, no. 2, pp. 105-112. Available at: http://www. ngdelo.ru/2008/2/105-112.pdf (In Russian).
Bobrovskii S.A. The effectiveness assessment of the regulation of pipeline pump stations operation. Transport i khranenie nefteproduktov, 1965, no. 6, pp. 19-22 (In Russian).
Rusov E.V., Volodin V.G., KudoyarovG.Sh., Goloshchapov V.G. The key performance factors of use the main oil pumping units with variable-frequence drives. Transport i khranenie nefteproduktov, 1978, no. 10, pp. 23-26 (In Russian).
23. Samolenkov S.V. Obosnovanie energosberegayushchikh rezhimovraboty nefteperekachivayushchikh tsentrobezhnykh nasosov s reguliruemym privodom. Diss. dokt. tech. nauk [Justification of energy saving operating modes of oil-centrifugal pumps with variable speed drive. Dr. tech. diss]. Saint Petersburg, 2014.
24. Samolenkov S.V., Kabanov O.V. Ob algoritme optimal'nogo upravleniya rabotoy nefteperekachivayushchikh stantsiy [On optimal control algorithm work pumping stations] . Trudy mezhregional'nogo seminara «Rassokhinskiye chteniya» [Proc. of the interregional seminar «Rassohinskie read"]. 2011, pp. 287-291.
25. Shabanov V.A., PavlovaZ.Kh. Optimization algorithms for variable frequency drives of main pump method of coordinate descent. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2012, no. 4, pp. 4-9. Available at: http://www.ogbus.ru/ authors/Shabanov/Shabanov_11.pdf (In Russian).
26. Shabanov V.A., PavlovaZ.Kh. Determining the positioning of variable frequency drives on the technological pipeline section. Problemy sbora, podgotovki i transporta neftiinefteproduktov, 2012, no. 3 (89), pp. 87-93 (In Russian).
27. Shabanov V.A., Sharipova S.F., Ryabishina L.A. Statement of the problem of structural and parametric optimization of pumping oil through the pipeline at a VFD. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2013, no. 6, pp. 1-24. Available at: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_19.pdf (In Russian).
28. Shabanov V.A., Sharipova S.F., Akhmetgareyev A.A. Influence of speed on the main pump efficiency. Elektrotekhnicheskiye i informatsionnyye kompleksy isistemy, 2013, no. 4 (13) (In Russian).
29. Shabanov V.A., Khakimov E.F. Vliyanie chastotno-reguliruemogo ehlektroprivodana KPD magistralnyh nasosov nefteperekachivayushchih stancij [Effect of variable frequency drive on the efficiency of the main pumps pumping stations]. Trudy VIII Mezhdunarodnoj XIX Vserossijskoj konf. Po avtomatizirovannomu ehlektroprivodu AEHP2014 [Proc. of the VIII International (XIX All-Russian) Conference of the automated electric drive AEP 2014]. Saransk, vol. 2, pp. 501-503.
30. V.A. Shabanov, Z.H. Pavlova, A.R. Kalimgulov The effect of variable frequency drive pumps on the main pipeline cyclical loading. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2012, no. 5, pp. 23-30. Available at: http://www. ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_14.pdf (In Russian).
Shabanov V.A., Khakimov E.F. An approximate estimate of the pipeline reducing cyclic loading using a variable frequency drive of the main pumps. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2015, no. 56, pp. 253-276. Available at: http://ogbus.ru/issues/6_2015/ogbus_6_2015_p253-276_ShabanovVA_ru.pdf (In Russian).
32. Shabanov V.A. Methods of evaluation and ways to improve the efficiency of variable frequency drive of the main pumps in existing pipelines. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2015, vol. 13, no. 3, pp. 73-82 (In Russian).
33. Gutman EH.M., Amosov B.V., Hudyakov M.A. Low-Cycle corrosion Fatigue of steel pipe during operation of main oil pipelines. Stroitel'stvo truboprovodov, 1978, no. 4, pp. 25-30 (In Russian).
34. Volskij M.I., Aistov A.S., Gusenkov A.P. Prochnost trub magistral'nyh nefte- iproduktoprovodov pri staticheskom i malociklovom nagruzhenii [The strength of the pipe main oil and product for static and low-cycle loading]. Moscow, VNIIOEHNG Publ., 1979. 55 p.
35. Khudyakov M.A., MuftakhovM.Kh., Berdin V.K., Zakirnichnaya M.M. Effect of segregation streamer on the stress distribution in the pipe wall. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2006, no. 2. Available at: http://www. ogbus.ru/authors/Hudyakov/Hudyakov_1.pdf (In Russian).
36. Bashirov I.V. The destruction process pipelines with simultaneous exposure to cyclic loads and vibration at the resonant frequency. Electronic scientific journal Neftegazovoe delo, 2012, no. 4, pp. 370-377. Available at: http:// www.ogbus.ru/authors/BashirovIV/BashirovIV_1.pdf (In Russian).
Pfl-23.040.00-KTN-265-10 Otsenka tekhnicheskogo sostoyaniya magistral'nykh truboprovodov na sootvetstviye trebovaniyam normativnotekhnicheskikh dokumentov [RD-23.040.00-KTN-265-10 Evaluation of the technical condition of the main pipelines to meet the requirements of regulatory and technical documents]. (In Russian). Pfl-29.020.00-KTN-087-10. Polozhenie o sisteme tekhnicheskogo obsluzhivaniya i remonta energeticheskogo oborudovaniya magistral'nykh nefteprovodov na davlenie do 10 MPa [RD-29.020.00-KTN-087-10 Regulation on maintenance service and repair of main oil pipelines of power equipment for pressure up to 10 MPa]. (In Russian). Pfl-29.160.30-KTN-267-10. Metodikа aobosnovaniya primeneniya ustroystv regulirovaniya puskovogo toka vysokovol'tnykh dvigateley nasosnykh agregatov [RD-29.160.30-KTN-267-10 The methodology to justify the use of high-voltage motors pumping units control devices inrush current]. (In Russian).
31
37
38
39
