CC BY
43
УДК 621.311
НОМОГРАФИЧЕСКАЯ ОЦЕНКА ЭНЕРГЕТИЧЕСКОЙ ЭФФЕКТИВНОСТИ ИЗМЕНЕНИЯ СТАНЦИОННОЙ ТЕХНОЛОГИИ С ЦЕЛЬЮ МИНИМИЗАЦИИ ЭНЕРГЕТИЧЕСКИХ ЗАТРАТ
Н.В. ТОКОЧАКОВА, А.С. ФИКОВ
Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого»,
Республика Беларусь
Значительную часть гидравлических потерь на нефтеперекачивающих станциях (НПС) составляют потери на преодоление местных сопротивлений и потери по длине зауженных участков трубопроводов. Так, по двум НПС западного направления нефтепровода РУП «Г омельтранснефть «Дружба», по оценкам специалистов, возможно снижение гидравлических потерь по 0,1 МПа на каждой станции за счет изменения технологических трубопроводов. При этом снижение гидравлических потерь может быть оценено через увеличение эквивалентного диаметра нефтепровода ( dэ).
Увеличение же эквивалентного диаметра позволяет не только повысить пропускную способность нефтепровода, но и снизить расход электрической энергии (ЭЭ) на транспортировку нефти. Поэтому изменение станционной технологии представляет интерес как энергосберегающее мероприятие.
Суточный расход ЭЭ (W) на транспортировку нефти при турбулентном (в зоне Блазиуса) режиме течения нефти, на основе зависимости Лейбензона [1], может быть выражен аналитически:
с Р\2’75 V 0,25 т р
W = 0,49б|-| 4 + 2,726 •Аг—, кВт • ч/сут, (1)
VЬ) Р ’ dэ ’ ц Ьц
где — - грузооборот нефти по участку нефтепровода, тыс. т-км/сут; dэ - эквивалентный диаметр нефтепровода, м; V - кинематическая вязкость нефти, м/с; Ь - протяженность участка нефтепровода, м; ц - КПД системы нефтепровода, о. е.; р - плотность нефти, кг/м ; Аг - статический напор участка нефтепровода, м; g - ускорение свободного падения, м/с2.
Использование детерминированной модели (1) для оценки энергетической эффективности мероприятий транспорта нефти сопряжено со значительными трудностями:
- данное выражение весьма требовательно к точности определения эквивалентного диаметра нефтепровода, поскольку ошибка в определении dэ в 1 % дает до 4-5 % ошибки в определении расхода электрической энергии (если Аг пренебрежимо мало):
кЛ-йэ
э
т-5-1
= (да - 5)-----э—5-1 = да - 5.
V }Л-йэ т-5-1
Таким образом, ошибка определения йэ на 3 % может дать погрешность до 15 % в
определении расхода ЭЭ;
- весьма трудоемкой, и зачастую невыполнимой, является задача в достаточно точном определении КПД нефтепровода, поскольку при расчете используются КПД насосов. При этом данная характеристика, как правило, постоянно меняется (обточка рабочих колес, физический износ насосов) и отличается от паспортной. Альтернативой рассмотренной модели является расчетно-статистическая модель расхода ЭЭ, построенная на основе суточной статистики по режимам работы нефтепровода с использованием аппарата регрессионного анализа. Преимуществом данного вида модели является то, что она строится на основе данных, отражающих большое число реально существующих режимов работы участков нефтепровода, и, как следствие, учитывает индивидуальные особенности предприятия.
Для простоты применения и последующего анализа преимущество отдается линейным зависимостям [2]. Таким образом, зависимость расхода ЭЭ на транспортировку нефти по нефтепроводу на выбранном интервале грузооборота может быть представлена в виде трехфакторной аддитивной статистической модели [3]:
Ж = рр- + р'V + р*< + ^ к^^ут (2)
где Р - коэффициент регрессии, кВт-ч/тыс. т-км; Рч, - коэффициент регрессии, кВт-ч-с/(сут-м ); Р* - коэффициент регрессии, кВт-ч /(сут-м); Р0 - свободный член регрессии, кВт^ч /сут; — - грузооборот нефти, тыс. т-км/сут; V - вязкость нефти, м /с; йэ
- эквивалентный диаметр многониточного нефтепровода, м;
Данная модель отражает взаимосвязь между эквивалентным диаметром и электропотреблением и может быть использована для оценки экономии ЭЭ при изменениии станционной технологии, поскольку изменение станционных гидравлических потерь выражается через увеличение эквивалентного диаметра нефтепровода [1]:
А =
I а1’15 V 0,25 У/4,75
0,0247—- Ь
АИ - Аг -А? )
м, (3)
3
где- эквивалентный диаметр ий нитки нефтепровода, м; а - расход нефти, м/с; V -кинематическая вязкость нефти, м/с; Ь - протяженность участка нефтепровода; АИ -падение напора на участке, м; Аг - разность геодезических отметок начала и конца участка нефтепровода, м; А? - сниженные гидравлические потери на технологическом трубопроводе НПС, м.
Экономию ЭЭ при проведении технологических мероприятий, влияющих на йэ, предложено оценивать изменением суточного расхода ЭЭ относительно базисного электропотребления, при процентном изменении йэ [3].
а 2
А Жэк = ^ (1 - й±-)Жбаз , кВт • ч/су^ (4)
й эб э баз
где ва - коэффициент эластичности расхода ЭЭ по эквивалентному диаметру, о. е.; йэбаз -базисное значение эквивалентного диметра (до проведения энергосберегающего мероприятия), м; Жбаз - базисное значение электропотребления, кВт-ч/сут; йэ2 -
измененное значение эквивалентного диаметра в результате проведенного мероприятия, м.
Коэффициент эластичности представляет собой отношение темпов роста зависимой переменной (Ж) к темпам роста независимой переменной (dэ) и позволяет
судить, на сколько процентов изменится зависимая переменная при изменении независимой переменной на 1 % [3]:
е ДЖ / Жбаз =_____________________________ (5)
Д^э / dбаз Р ddбаз + Р р 'Рбаз + Р V 'Убаз + Р 0
где Жбаз - базисное значение электропотребления, кВт-ч/сут; dбаз- базисное значение
эквивалентного диаметра, м; Рбаз - базисное значение грузооборота нефти, тыс. т-км/сут;
vбаз- базисное значение вязкости нефти, м2/с.
Для выявления значимости проведения энергосберегающего мероприятия для текущего состояния системы нефтепровода предложено три области изменения коэффициента эластичности: область низкой, средней и высокой эффективности
энергосберегающего мероприятия (табл. 1).
Таблица 1
Определение областей эффективности энергосберегающих мероприятий
Области эффективности Критерий
Высокая (III) ДеЛ / > 1
Средняя (II) 0,5 < Де, / Adэ < 1
Низкая (I) Дел / Мэ < 0,5
Рис. 1. Зоны эффективности энергосберегающих мероприятий, влияющих на эквивалентный диаметр
В таблице 2 приведены результаты расчета границ перехода по областям эффективности энергосберегающих мероприятий.
Таблица 2
Определение границ перехода по областям эффективности энергосберегающих мероприятий
Г раница перехода
из области I в область II из области II в область III
Р*7-Р d’ = > °'5 0 Р, .» л/-РР, -Р 0 " Р,
В условиях постоянно изменяющихся состояний системы нефтепровода выделенные области эффективности позволяют выявить значимость проводимого мероприятия. При текущем состоянии участка нефтепровода «Мозырь-Адамова Застава» все энергосберегающие мероприятия, влияющие на эквивалентный диаметр нефтепровода, лежат в области высокой эффективности.
Для облегчения инженерных расчетов разработана номограмма определения экономии электроэнергии ( Жэк) при проведении энергосберегающих мероприятий.
Номограмма (рис. 2) используется в следующей последовательности:
1) задаются базисным состоянием системы нефтепровода Рбаз, V баз, Жбаз и рассчитываются ^эбаз и dэ2;
2) на правой оси абсцисс откладывается значение Рбаз;
3) поднимаясь от отложенного значения Рбаз вверх до соответствующего значения V баз, на верхней ординате находится значение Р ;
4) двигаясь от полученного значения Р влево до пересечения с кривой dэбаз, на левой оси абсцисс находится значение вл;
сч - dэ2
5) опускаясь от полученного значения ва до кривой------ и двигаясь влево, находится
d эб эбаз
значение Пй, характеризующее суточную экономию ЭЭ в результате проведенного энергосберегающего мероприятия в процентах от суточного электропотребления;
6) двигаясь вправо от полученного значения П й до пересечения с Жбаз на оси Жэк,
находится абсолютное значение экономии ЭЭ.
С использованием номограммы определена суточная экономия ЭЭ при снижении гидравлических потерь в 0,1 МПа для двух НПС, которая составила 1884 кВт-ч/сут. Годовая экономия электрической энергии для двух станций составит 1 375 320 кВт-ч или
0,3 % от суммарного годового электропотребления участка нефтепровода.
Выводы
1. На основе математической модели режимов электропотребления системы нефтепровода, с использованием аппарата математического анализа, разработана
номограмма, позволяющая оценить экономию ЭЭ при проведении мероприятий, влияющих на эквивалентный диаметр нефтепровода.
2. Предложено оценку влияния dэ на экономию ЭЭ, при проведении технологических мероприятий, производить с использованием коэффициента эластичности модели по эквивалентному диаметру нефтепровода.
3. Выделены три области изменения коэффициента эластичности (область низкой, средней и высокой эффективности), позволяющие выявить значимость энергосберегающего мероприятия для текущего состояния системы нефтепровода.
4. С использованием номограммы произведена оценка экономи ЭЭ при изменении станционной технологии для двух НПС РУП «Гомельтранснефть «Дружба», которая составляет 0,3 % от суммарного годового электропотребления участка нефтепровода.
Литература
1. Харламенко В. И. Эксплуатация насосов магистральных нефтепродуктов /В. И. Харламенко, М. В. Голуб. - М. : Недра, 1978. -231 с.
2. Олейников В. К. Анализ и управление электропотреблением на металлургических предприятиях : учеб. пособие / В. К. Олейников, Г. В. Никифоров. - Магнитогорск : МГТУ им. Г. И. Носова, 1999. - 219 с.
3. Фиков А. С. Математическое обеспечение оценки энергоэффективности энергосберегающих мероприятий при транспортировке нефти по трубопроводам / А. С. Фиков // Сборник материалов VIII Междунар. науч.-метод. конференции «Наука и образование в условиях социально-экономической трансформации общества». - Мн. : Современные знания, 2005. - Ч. 1. - С. 270-273.
Получено 09.06.2005 г.
