CC BY
97
УДК 519.673
МЕТОДЫ И СРЕДСТВА КОНТРОЛЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ В РЕАЛЬНОМ МАСШТАБЕ ВРЕМЕНИ ЧАСТЬ 1. ЛИНЕЙНЫЕ ПАРАМЕТРЫ
Ю. Г. КУЗЬМИНСКИЙ
Государственное научное учреждение «Институт механики металлополимерных систем НАН Беларуси имени В. А. Белого», г. Гомель
В. И. ВЬЮН
Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого»,
Республика Беларусь
А. А. КОСТЮЧЕНКО
РУП «Гомельтранснефть Дружба»,
Республика Беларусь
Введение
Трубопроводный транспорт нефти является энергоемким технологическим процессом, в себестоимости которого электроэнергия занимает до 50 %. Поэтому снижению его энергоемкости уделяют большое внимание. Статистические методы контроля энергоэффективности [1] фиксируют устойчивые по времени закономерности, но не предназначены для управления энергоэффективностью в реальном масштабе времени, так как результаты статистических методов становятся известны значительно позже момента произошедших событий. Параметры оборудования трубопроводного транспорта, влияющие на энергоэффективность [2], подлежат постоянному контролю. В настоящее время в управлениях магистральных трубопроводов не существует структурных единиц, основной функцией которых являлось бы управление энергоэффективностью [3]. Большое значение вопросам управления энергоэффективностью придают и в научных кругах [4], [5].
Основные утверждаемые показатели энергоэффективности - квартальные нормы удельного расхода электроэнергии, целевые показатели потребления и экономии электроэнергии. Сложившаяся практика управления энергоэффективностью демонстрирует размытость ответственности за данные показатели:
1. Отдел главного энергетика отвечает за учет и планирование потребления электроэнергии.
2. Товарно-транспортный отдел отвечает за выбор технологических режимов перекачки и учет объемно-массовых показателей перекачки.
3. Отдел главного механика отвечает за контроль потерь электроэнергии на станционной технологии (в насосных агрегатах, системах регулирования, на технологических трубопроводах).
4. Отдел эксплуатации контролирует потери на линейной части в связи с отложениями на стенках трубопроводов.
Предлагается создать структуру стратегического и оперативного управления энергоэффективностью, включающую как службу управления энергоэффективностью в
целом по предприятию, так и ответственных за энергосбережение по отдельным нефтеперекачивающим станциям с функцией контроля реализации мероприятий по повышению энергоэффективности, наделив их достаточными правами, методическим и программным обеспечением для решения поставленных стратегических и оперативных задач энергоэффективности.
Стратегическое управление энергоэффективностью должно обеспечить:
- разработку планов долгосрочных капиталоемких мероприятий повышения энергоэффективности;
- разработку нормативов:
- энергопотребления;
- удельного расхода электроэнергии;
- экономии электроэнергии.
Оперативное управление энергоэффективностью должно обеспечить:
- суточное планирование и учет потребления электроэнергии;
- оперативный анализ удельного расхода электроэнергии и причин ухудшения этого показателя;
- прогноз изменения удельного расхода электроэнергии;
- анализ влияния параметров состояния основного оборудования (диаметры, характеристики) на энергоэффективность;
- определение необходимости выполнения процедур по улучшению параметров энергоэффективности основного технологического оборудования;
- управление выбором режимов перекачки по критерию энергоэффективности.
Задача снижения энергоёмкости технологического процесса перекачки нефти тесно
связана с проблемами оценки технического состояния основных объектов трубопроводного транспорта, качества и своевременности выполнения ремонтных работ, оперативной и технической готовности объектов. Поэтому структура управления энергоэффективностью должна участвовать в принятии решений совместно с диспетчерами, энергетиками, эксплуатационниками, механиками и другими ведущими специалистами предприятия.
Информационная база специализированного программного обеспечения энергоэффективности может базироваться на базах данных действующих АСУ ТП предприятия и локальных нефтеперекачивающих станций (НПС), а также систем учета электроэнергии и количества нефти (СИКН). Эта база данных, пополненная техническими параметрами, влияющими на энергоэффективность (диаметры, характеристики, температура), позволит автоматизировать стратегическое планирование параметров энергоэффективности (нормы удельного расхода, целевые показатели потребления и экономии электроэнергии) путем применения детерминированных и статистических методов обработки данных. Сетевая структура программного обеспечения обеспечит доступ к базе данных всех заинтересованных специалистов и позволит:
- автоматически определять момент выхода параметров энергоэффективности (диаметры и характеристики насосов) за установленные пределы и автоматически оповещать персонал, например, о необходимости пропуска очистных устройств и/или замены щелевых уплотнителей. Имеющиеся на станциях датчики позволяют достаточно точно провести анализ потерь на станционной технологии, в том числе и для конкретного насосного агрегата на модели его энергопотребления [5];
- оперативно уведомлять об излишнем прикрытии заслонок системы автоматического регулирования (САР) в целях исключения необоснованного дросселирования;
- своевременно предлагать применять другие насосные агрегаты при значимых изменениях режима перекачки;
- контролировать стабильность режимов перекачки на минимально необходимой производительности, дающую значительную экономию электроэнергии. В случае
отклонений режимов от заданной оптимальной производительности, ведущих к нежелательным потерям энергии, необходимо автоматически извещать персонал.
Как частичное решение проблемы в РУП «Г омельтранснефть Дружба» функционирует программная система идентификации эквивалентных диаметров трубопроводов и характеристик насосных агрегатов [6], [7].
Программное обеспечение контроля энергоэффективности
Входными параметрами подсистемы идентификации диаметров являются данные из специальной базы данных корпоративной сети. База данных включает аналоговые и логические параметры (давления, объемные скорости потоков и температура нефти по данным ультразвуковых расходомеров, состояния задвижек и перемычек). Специальная программа обеспечивает получасовой интервал пополнения базы данных информацией из АСУ ТП в технологической сети предприятия.
Результирующими параметрами данной подсистемы, представленными на рис. 1, являются:
- эквивалентные диаметры отрезков трубопроводов между линейными пунктами на трассе и между НПС и системы трубопроводов между НПС;
- процентное соотношение идентифицированного и паспортного эквивалентного диаметра системы трубопроводов;
- временной линейный тренд изменения любого из идентифицируемых эквивалентных диаметров.
Рис. 1. Данные программы идентификации эквивалентного диаметра
Применение программы идентификации диаметров характеризуется следующими фактами:
1. В программе учитывается специфика линейных перегонов (падение температуры и изменение реологических свойств нефти, наличие открытых локальных перемычек, наличие сбросов нефти, расхождения данных ультразвуковых расходомеров на границах перегонов).
2. Повышению точности расчетов будут способствовать оснащение всех НПС ультразвуковыми расходомерами, устойчивость функционирования канала связи корпоративной и технологических сетей предприятия.
3. Данные о диаметрах «коротких» отрезков между линейными пунктами неустойчивы к погрешностям функционирующих датчиков давления и расходомеров класса 0,2.
4. Идентифицированные диаметры отрезков с лупингами существенно ниже паспортных диаметров. Так как лупинги преимущественно не оснащены камерами пуска/приема очистных устройств, то отложения на стенках труб не удаляются. Эксплуатация некоторых старых лупингов малого диаметра с точки зрения энергоэффективности практически нецелесообразна из-за их «забитости». Очистка лупингов может осуществляться моющими присадками [9] или путем оснащения их камерами скребков.
5. Данные об идентифицированных диаметрах трубопроводов и их систем на перегонах приведены в табл. 1. В 2005 г. пропуск очистных устройств на перегонах осуществлялся по многим причинам в три раза чаще, чем в 2004 г., когда в основном использовались нормативные сроки пропуска скребков. В 2005 г. отклонения идентифицированных диаметров от паспортных не превышали 0,5-2,0 %.
Таблица 1
Соотношение паспортных и идентифицированных диаметров 06.12.2005 года
Параметр Перегоны
106 км -Г омель Г омель -Защебье Защебье -Мозырь - ьв ро 3 & Туров -Пинск Пинск -Кобрин Кобрин -441 км
Паспортный диаметр D 1174 мм 1189 1176 1070 1073 1078 1070
Идентифиц ированный эквиваленты ый диаметр D 1166 1165 1155 1055 1061 1063 1065
Соотно- шение 99,3 % 98,0 98,2 98,6 98,9 98,6 99,5
Идентифиц ированный эквивалент ый диаметр А 808 811 788 604 601 610 612
Идентифиц ированный эквивалент ый диаметр D2 983 980 983 783 806 798 786
Идентифиц ированный эквивалент ый диаметр Dз 683 690 699 714
Существенное влияние на энергоэффективность оказывает процедура пропуска очистных устройств. В табл. 2 приведены сведения об изменениях идентифицированных эквивалентных диаметров, в табл. 3 - о посуточных изменениях параметров
энергоэффективности и в табл. 4 - о средних данных об энергоэффективности за период пропуска очистных устройств.
Таблица 2
Изменение эквивалентных диаметров участка «Мозырь - Адамова Застава» при пропуске очистных устройств, мм
Дата Мозырь - Туров Туров - Пинск Пинск - Кобрин Кобрин - 441 км
Д630 Д820 Д720 Де1072 Д630 Д820 Д720 Де1073 Д630 Д820 Д720 Де1078 Д630 Д820 Д720 Де1070
04.02.2005 592 783 685 1041 578 774 661 1018 612 803 702 1069 607 788 691 1052
05.02.2005 594 785 688 1044 579 776 663 1021 614 806 705 1073 608 791 693 1056
5 0 0 ГІ Н 0. 40 0 595 785 688 1044 585 783 669 1031 609 799 699 1064 605 788 689 1051
5 0 0 ГІ Н 0. 0 594 786 688 1044 585 783 669 1030 608 798 698 1062 603 785 688 1048
5 0 0 ГІ 0. оо 0 593 786 689 1045 586 784 670 1032 607 797 697 1061 604 782 689 1048
10.02.2005 592 785 686 1042 585 783 669 1030 611 801 701 1067 596 774 679 1033
11.02.2005 595 786 688 1045 585 783 669 1030 612 803 703 1070 606 787 690 1051
12.02.2005 596 786 688 1046 584 782 669 1029 612 803 703 1069 605 785 688 1048
13.02.2005 595 786 687 1045 584 782 669 1029 613 804 703 1071 606 787 690 1051
Окончание табл. 2
Дата Мозырь - Туров Туров - Пинск Пинск - Кобрин Кобрин - 441 км
Д630 Д820 Д720 Де1072 Д630 Д820 Д720 Де1073 Д630 Д820 Д720 Де1078 Д630 Д820 Д720 Де1070
43 < 4 3 3 5 6 10 8 14 7 9 8 12 12 17 14 23
Можно констатировать следующие факты:
1. Максимум эквивалентного диаметра в начале участка нефтепровода достигается в первые дни очистки. В конце участка - через несколько дней после завершения очистки.
2. Максимум разницы идентифицированных диаметров до и после процедуры очистки достигается в конце участка.
3. Снижение параметров энергоэффективности происходит только в первый день очистки. В остальные дни наблюдается рост энергоэффективности.
4. В среднем в период пропуска очистных устройств происходит рост производительности на 2 %, а рост удельного расхода электроэнергии только на 0,5 %.
5. Ежемесячное выполнение процедуры очистки не дает существенных изменений идентифицированных диаметров в отличие от нормативной трехмесячной периодичности очистки.
Таблица 3
Характеристики процедуры однократного пропуска очистных устройств на участке
«Мозырь - Адамова Застава»
Даты периода пропуска очистного устройства Производительность Удельный расход энергии
Среднее за предшествующие 3 дня 100 % 100 %
18.03.2004 99,3 % 100,7 %
19.03.2004 100,1 % 100 %
20.03.2004 100,6 % 99,7 %
21.03.2004 100,7 % 100,2 %
22.03.2004 100,7 % 98,8 %
Таблица 4
Сводные характеристики нескольких пропусков очистных устройств
Участок Дата Сопоставление с предыдущим равным периодом
Производительность Удельный расход энергии
«Унеча -Мозырь» 25-26.01.2005 99,1 % 99,3 %
10-11.02. 2005 106,2 % 101,5 %
10-11.03.2005 98,7 % 99,3 %
Окончание табл. 4
Участок Дата Сопоставление с предыдущим равным периодом
Производительность Удельный расход энергии
«Мозырь - Адамова Застава» 10-14.01.2005 100,7 % 100,9 %
21-25.01.2005 99,9 % 99,4 %
04-08.02.2005 101,8 % 103,2 %
18-22.02.2005 100,2 % 99,9 %
03-07.03.2005 110,2% 101,8 %
Среднее 102,1 % 100,6 %
Фактические данные применения присадки FLO-XL на перегоне «Гомель-Защебье» участка магистрального трубопроводов «Унеча - Мозырь» нефтепровода «Дружба» с 03.12.2005 г. по 16.12.2005 г. представлены в табл. 5. Степень ламинаризации потока [8] определялась по уравнениям
а( х) = 0,25 + х • (1 - 0,25); Р(х) = ч“’---------ч"~2 " ч"^2
(0,2572(Re2 - х • ^е2 - Re1))а( х )-0,25)
4а( х) ^2-а( х)
и равенству потерь напора, вычисленных с применением модели присадок и идентифицированного эквивалентного диаметра:
2-а(х) а(х) п 2-0,25 0,25
Р(X)• П 5 у) = 0,0247 • -П---,
а5-а(х) (к, • а)™
где ка - коэффициент изменения эквивалентного диаметра; d - паспортный диаметр. Полученные результаты отражены на рис. 2. В табл. 5 дополнительно приведены расчетные значения степени ламинаризации х.
Таблица 5
Данные применения присадки на перегоне «Гомель - Защебье»
Диаметр трубопровода, мм Концентрация присадки, г/т Производительность, % Удельный расход электроэнергии,% Эквивалентный диаметр трубопровода 159-233 км (мм) Идентификация эквивалентных диаметров перегонов после линейных пунктов, мм
00 7 ^ В 1Л >- 22 * 00 |2 * р 00 188-205 км 205-210 км 5 1 7 * ® * 1 2 215-233 км
1 2 3 4 5 6
820 0 100 100 809 804 966 804 803 803 795
1020 0 1004 995 1294 990 990 991 991
820 4,3 100,4 99,9 863 кЛ = 106,7% х = 0,111 854 106,3 0,104 976 101,0 0,016 863 107,4 0,121 838 104,3 0,071 838 104,4 0,073 841 105,8 0,096
1020 5,3 101,4 99,4 1065 106,1 0,093 1074 107,9 0,119 1320 102,0 0,032 1048 105,9 0,09 1048 105,9 0,09 1043 105,2 0,079 1043 105,2 0,079
Окончание табл. 5
Диаметр трубопровода, мм Концентрация присадки, г/т Производительность, % Удельный расход электроэнергии,% Эквивалентный диаметр трубопровода 159-233 км (мм) Идентификация эквивалентных диаметров перегонов после линейных пунктов, мм
1 8 7 ^ с* в 5 1 г8 н8 * р 00 “ т-Ч 188-205 км 205-210 км 5 1 7 * ® * 1 2 215-233 км
1 2 3 4 5 6
1020 5,3 101,5 99 1061 105,7 0,087 1065 107,0 0,106 1314 101,5 0,024 1045 105,6 0,085 1045 105,6 0,085 994 100,3 0,0 994 100,3 0,0
1020 4,0 100,8 99,6 1054 105,0 0,076 1053 105,8 0,088 1283 99,1 0,0 1039 104,9 0,075 1039 104,9 0,075 1032 104,1 0,062 1032 104,1 0,062
Рис. 2. Изменение степени ламинаризации в зависимости от расстояния
от точки впрыска
Заключение
Из приведенных данных можно сделать следующие выводы:
1. Зависимость степени ламинаризации от расстояния от точки введения присадки является убывающей.
2. Степень ламинаризации резко снижается на лупингах и восстанавливается после них. Причиной этого факта, предположительно, может быть разрушение молекул присадки на резком повороте трубы в лупинг, вызывающее рост доли потока в основном трубопроводе. Требуется экспериментальное подтверждение гипотезы.
3. Результаты применения противотурбулентных присадок дают основание для изучения вопроса об их производстве в республике.
Во второй части статьи приведено описание методов и результатов контроля параметров энергоэффективности, относящихся к станционным объектам и системе трубопроводного транспорта в целом на участке нефтепровода.
Литература
1. Фиков, А. С. Математическое обеспечение оценки энергосберегающих мероприятий при транспортировке нефти по трубопроводам / А. С. Фиков, Н. В. Токочакова // Наука и образование в условиях социально-экономической трансформации общества : материалы VIII Междунар. науч.-метод. конф. Минск : ЗАО «Современ. знания», 2005.-Ч. 1. - С. 270-273.
2. Влияние параметров технологического оборудования участка нефтепровода на производительность и эффективность использования электроэнергии / А. М. Бордовский [и др.] // Вестн. Гомел. гос. техн. ун-та имени П. О. Сухого. - 2003.
- № 1. - С. 73-82.
3. Каптуров, О. П. К вопросу повышения энергоэффективности трубопроводного
транспорта нефти / О. П. Каптуров, Ю. Г. Кузьминский, В. И. Вьюн //Надежность и безопасность магистрального трубопроводного транспорта : материалы V Междунар. науч.-техн. конф. - Новополоцк: УО ПГУ, 2006. -
С.117-119.
4. Кутуков, С. Е. Мониторинг энергопотребления магистральных нефтепроводов / С. Е. Кутуков, Р. Н. Бахтизин // Сб. тр. / ИПТЭР. - Уфа : ТрансТЭК, 2003. - Вып. 62 : Проблемы сбора, подготовки и транспорт нефти и нефтепродуктов. - С. 200-210.
5. Костышин, В. С. Моделирование режимов работы центробежных насосов на основе электрогидравлической аналогии / В. С. Костышин. - Ивано-Франковск : ИФГТУНиГ, 2000. - 163 с.
6. Разработка методов и алгоритмов определения состояния основного оборудования трубопроводного транспорта по результатам диагностики и текущего контроля : отчет о НИр/БелИСА; Ю. Г. Кузьминский [и др.]. - Минск, 2005. -53 с. -Рег. №20051372.
7. Кузьминский, Ю. Г. Разработка системы контроля энергоэффективности перекачки в
зависимости от состояния станционной части нефтепроводов РУП «Гомельтранснефть Дружба: отчет о НИР /БелИСА; Ю. Г. Кузьминский,
С. Ф. Горбачев, К. Н. Буздалкин, 2005. - С. 118. - Рег. № 20051372.
8. Кузьминский, Ю. Г. Математическое моделирование влияния противотурбулентных присадок на производительность участка нефтепровода / Ю. Г. Кузьминский, С. В. Шилько, В. И. Вьюн // Трение и износ. - 2004. - № 3. - С. 238-243.
9. Поверхностно-активные вещества при подготовке и транспорте нефти / С. Р. Зорина [и др.] // Хим. технология. - 2002. - № 4. - С. 14-19.
10. Руководство по организации эксплуатации и технологии технического обслуживания и ремонта оборудования и сооружений нефтеперекачивающих станций : РД 39-30-120984. - Введ. 01.03.85. - Москва, 1985. - 278 с.
Получено10.10.2006 г.
