close

Вход

Забыли?

вход по аккаунту

?

Разработка методов повышения энергоэффективности нефтепроводного транспорта с внедрением комплекса энергосберегающих технологий

код для вставкиСкачать
1
На правах рукописи
Ревель-Муроз Павел Александрович
РАЗРАБОТКА МЕТОДОВ ПОВЫШЕНИЯ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
НЕФТЕПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА С ВНЕДРЕНИЕМ КОМПЛЕКСА
ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ
Специальность 25.00.19 – «Строительство и эксплуатация
нефтегазопроводов, баз и хранилищ»
АВТОРЕФЕРАТ
диссертации на соискание ученой степени
кандидата технических наук
Уфа - 2018 г.
2
Работа выполнена на кафедре «Транспорт и хранение нефти и газа»
федерального государственного бюджетного образовательного учреждения высшего
образования «Уфимский государственный нефтяной технический университет».
Научный руководитель
доктор технических наук, профессор
Мастобаев Борис Николаевич
Официальные оппоненты:
Земенков Юрий Дмитриевич
доктор технических наук, профессор,
ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный
университет» / кафедра «Транспорт и
хранение углеводородных ресурсов»,
заведующий кафедрой
Ларин Евгений Александрович
кандидат технических наук, доцент,
ФГБОУ ВО «Саратовский государственный
технический университет им. Гагарина Ю.А.» /
кафедра «Тепловая и атомная
энергетика», профессор
Ведущая организация
Федеральное государственное бюджетное
образовательное учреждение высшего
образования «Ухтинский государственный
технический университет» (г. Ухта)
Защита состоится «14» июня 2018 года в 10:00 ч. на заседании
диссертационного совета Д 212.289.04 при ФГБОУ ВО «Уфимский
государственный нефтяной технический университет» по адресу: 450062, г. Уфа, ул.
Космонавтов, 1.
С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ФГБОУ ВО «Уфимский
государственный нефтяной технический университет» и на сайте http: // www.rusoil.net.
Автореферат разослан ___ ________ 2018 г.
Ученый секретарь
диссертационного совета
Султанов Шамиль Ханифович
3
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность работы
Потребление электроэнергии ПАО «Транснефть» составляет около 1,3% от
общего электропотребления РФ. Для реализации цели и задач энергетической
политики государства по сокращению удельной энергоёмкости предприятий в
системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в период 2009-2017
гг. была сформирована и реализована с суммарной экономией более 450 тыс. тонн
условного топлива программа энергосбережения и повышения энергетической
эффективности.
Однако дальнейшее сокращение энергозатрат затруднено по объективным
причинам. Удельное потребление электроэнергии на осуществление перекачки
нефти находится в степенной зависимости от грузооборота, рост которого приводит
к увеличению энергопотребления системы, в нее вязких тяжелых и застывающих
нефтей, доля которых ежегодно растет в общем объеме перекачки, требует
применения
сложных
дорогостоящих
специальных
методов,
связанных
с
повышенными энергозатратами. Решение данных задач возможно только за счет
совершенствования и разработки новых методов повышения энергоэффективности
нефтепроводного транспорта, основанных на внедрении комплекса следующих
высокоэффективных ресурсосберегающих мероприятий:
- оптимизация технологических процессов перекачки нефти, в т. ч. за счет
повышения
(КПД)
насосов,
частотно-регулируемых
приводов
(ЧРП)
на
магистральных насосных агрегатах (МНА) нефтеперекачивающих станций (НПС) и
эффективного использования специальных методов перекачки;
- мониторинга параметров энергоэффективности трубопроводного транспорта
нефти в пределах технологического участка магистрального нефтепровода (ТУ МН)
и их отклонений от заданных целевых показателей.
Указанные выше мероприятия вошли в Программу энергосбережения ПАО
«Транснефть» на период до 2022 года. Экономический эффект от внедрения
мероприятий по повышению энергоэффективности перекачки, выявленных и
обоснованных с участием автора, в том числе с использованием результатов
настоящих исследований, примененных на действующих технологических участках
в 2016 году, только для нефтепроводов системы АО «Транснефть - Урал» составил
1171 тыс. кВт или 3158 тыс. рублей.
4
Степень разработанности проблемы
Исследованиям в области энергоэффективности трубопроводного транспорта
посвящены
работы
Черникина
В.И.,
Яблонского
В.С.,
Новоселова
В.Ф.,
Абрамзона Л.С., Чарного И.А., Губина В.Е., Гумерова Р.С., Степанюгина В.Н.,
Целиковского О.И., Скрипникова Ю.В., Сазонова О.В., Акбердина А.М., Богданова
Р.М., Нечваля А.М. и др. Анализ литературы показал, существует ряд различных
видов целевых функций для оптимизации режимов МН или КПД МНА, при этом
отсутствуют
единые
критерии
оценки
энергоэффективности
работы
технологического участка.
Соответствие паспорту заявленной специальности
Тематика и содержание диссертационной работы соответствуют формуле
специальности 25.00.19«Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и
хранилищ», а именно областям исследований пункта 2 – «Разработка научных основ
и усовершенствование технологии трубопроводного транспорта газа, нефти и
нефтепродуктов, гидро- и пневмоконтейнерного транспорта».
Цель и задачи работы
Цель работы -повышение эффективности трубопроводного транспорта нефти в
системе магистральных нефтепроводов на основе комплекса энергосберегающих
технологий и совершенствования технологических процессов перекачки.
Для достижения поставленной цели решались следующие задачи:
1. Анализ структуры энергопотребления в нефтепроводном транспорте с
целью выбора наиболее перспективных направлений исследований для разработки
комплекса энергосберегающих мероприятий.
2. Обоснование критерия оценки энергоэффективности ТУ МН и разработка
методов для их расчета их расчета и мониторинга.
3. Совершенствование методики расчета сроков окупаемости ЧРП на МНА с
учетом влияния эксплуатационных факторов.
4. Повышение эффективности методов специальной перекачки – химической
обработки и термического воздействия при транспортировке высоковязких тяжелых
и застывающих парафинистых нефтей.
5
Научная новизна
1 Впервые введено и обосновано использование понятия КПД ТУ для оценки
энергоэффективности ТУ МН и выявления причин отклонения от заданных целевых
показателей, с целью чего были сформулированы и решены задачи мониторинга и
расчета фактического коэффициента энергоэффективности на основе информации
со штатных систем телеметрии и автоматизации, включающих параметры режима
перекачки, КПД МНА, состояния технологической обвязки МНА и НПС.
2 Подтвержден и количественно измерен физический эффект положительного
влияния смешения высоковязких тяжелых и застывающих парафинистых нефтей на
реологические свойства смеси Ярегской и Харьягенских нефтей, для которых также
был установлен эффект «несовместимости» противотурбулентных и депрессорных
присадок (ПТП и ДП) на полимерной основе при их совместном использовании в
условиях низких температур эксплуатации.
Теоретическая и практическая значимость работы
Теоретическая значимость работы заключается в установлении зависимости
показателей энергоэффективности работы ТУ МН от фактических КПД насосов и
электродвигателей, режимов перекачки и состояния технологической обвязки НПС.
Практическая значимость состоит в следующем:
1 Определены численные критерии для оценки эффективности работы и срока
окупаемости частотно-регулируемого привода МНА, с учетом эксплуатационных
факторов – снижения энергопотребления, затрат на ремонт электродвигателей и
трубопроводов, вызванных циклическими нагрузками при неустановившихся
режимах перекачки, что позволяет сократить сроки окупаемости ЧРП до 15 лет.
2 Разработаны рекомендации по смешению застывающих Харьягинских и
высоковязкой тяжелой Ярегской нефтей (оптимальное соотношение от 1:1 до 1:3),
эффективному применению химических реагентов (ДП и ПТП) и углеводородных
разбавителей в зависимости от состава смеси (до 15% об. дизельного топлива и
стабильного газового конденсата для тяжелой Ярегской нефти).
3 На основе полученных результатов разработаны следующие отраслевые
нормативно-технические документы, регламенты организации и программы ЭВМ,
применяемые в системе магистральных нефтепроводов ПАО «Транснефть»:
6
- руководящий документ РД-29.160.30-КТН-071-15 «Методика оценки
эффективности применения частотно-регулируемого электропривода на объектах
магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»;
- руководящий документ РД-23.080.00-КТН-157-16 «Методика расчета
эффективности работы магистрального нефтепровода и магистральных насосных
агрегатов»;
- программа для ЭВМ «Программный комплекс для комплексной оценки
эффективности использования частотно-регулируемого электропривода и гидромуфт
на нефтеперекачивающей станции технологического участка» (Свидетельство о
государственной регистрации № 2018611060 от 23.01.2018 г.). Утверждена
программа внедрения программного комплекса в системе ПАО «Транснефть» в
течение 2018 года.
Методология и методы исследования
При решении задач использовались расчетно-аналитические методы на основе
обработанных результатов промышленных замеров с действующих нефтепроводов
и лабораторных экспериментов с реальными образцами транспортируемых нефтей в
условиях, максимально приближенных к условиям эксплуатации объектов.
Положения, выносимые на защиту
1 Алгоритм расчета КПД ТУ МН, основанный на мониторинге параметров
энергоэффективности режимов перекачки, работы МНА и состояния обвязки НПС с
результатами опытной апробации на действующих ТУ МН ПАО «Транснефть».
2 Методика расчета срока окупаемости ЧРП МНА с учетом эксплуатационных
факторов и результатами опытной апробации на объектах АО «Транснефть-Урал».
3 Результаты экспериментальных реологических исследований по смешению
парафинистых Харьгинских и тяжелой Ярегской нефтей, применению депрессорных
и противотурбулентных присадок, разбавлению дизельным топливом и стабильным
газовым конденсатом в широком диапазоне температур и концентраций.
Степень достоверности и апробация результатов
Достоверность полученных в работе результатов исследований определяется
использованием современных математических аппаратов, принятых допущений,
вычислительного программного обеспечения и подтверждается их сходимостью с
фактическими производственными замерами на действующих нефтепроводах.
7
Основные положения и результаты диссертации докладывались на: X-й
международной учебно-практической конференции «Трубопроводный транспорт–
2015» (г. Уфа, 2015 г.); Международной научно-практической конференции
«Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта
нефти, нефтепродуктов и газа» (г. Уфа, 2015 г.); 42 Annual meeting ICOHTEC, IEEEHISTELCON 4th meeting (с. Tel Aviv, 2015 г.); выездном заседании секции по
безопасности объектов нефтегазового комплекса НТС Ростехнадзора (г. Луховицы,
2015 г.); XI-й международной учебно-практической конференции «Трубопроводный
транспорт – 2016» (г. Уфа,2016 г.); совещании Совета главных инженеров
ПАО «Транснефть»(г. Луховицы, 2017 г.).
Публикации
По материалам диссертации опубликовано 14 печатных работ, в том числе 9
статей в изданиях, рекомендованных ВАК Министерства образования и науки РФ.
Структура и объем работы
Работа состоит из введения, четырех глав, выводов; содержит 202 страницу
машинописного текста, включая 27 таблиц, 59 рисунков, 4 приложения и
библиографический список из 122 наименований.
СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ
Во введении обоснована актуальность проблемы, поставлена цель работы и
определены задачи исследования, представлены научная новизна и практическая
ценность проведенных исследований.
В первой главе представлен литературный обзор источников и проведен
анализ структуры энергопотребления в системе нефтепроводного транспорта. По
результатам анализа отмечено, что доля электроэнергии в затратах на перекачку,
составляющая более 40%, продолжает оставаться существенным стимулом для
внедрения и реализации программ по энергоэффективности и энергосбережению.
Все планируемые и реализуемые мероприятия по экономии ТЭР делятся на
организационные и технические. Потенциал технических мероприятий определен по
результатам реализации Программы энергосбережения 2012-2015 гг. ПАО «Транснефть»,
когда наиболее эффективным направлением энергосбережения оказалась оптимизация
технологического
процесса
перекачки
нефти,
суммарное
составило 840 404 тысячи кВт*час (2 872 миллиона рублей).
энергосбережение
8
С учетом результатов анализа научных работ и нормативных документов
определено,
что
основной
вклад
в
реализацию
программы
повышения
энергоэффективности по ОАО «АК «Транснефть» до 2022 года должны внести
следующие мероприятия:
- оптимизации технологических режимов перекачки нефти и повышение КПД
МНА. Так на сегодняшний день отсутствуют единые нормативные требования
энергоэффективности насосного оборудования и четкая строго аргументированная
мотивация оптимизации в подборе и расстановке сменных роторов и обрезанных
колес по насосным станциям. Руководящими документами основной задачей
определено диагностирование технического состояния МНА для обеспечения их
надежной и долговечной работы.
- применение ЧРП на объектах ПАО «Транснефть». Одной из причин
медленного внедрения частотно-регулируемого электропривода на нефтепроводах
является высокая стоимость преобразователей частоты, а также отсутствие
комплекса критериев и методики оценки реальной эффективности частотнорегулируемого электропривода на нефтепроводах с учетом эксплуатационных
факторов.
- совершенствование специальных методов перекачки нефтей с аномальными
свойствами, в том числе смешением вязких сверхтяжелых и высокозастывающих
парафинистых
нефтей,
совместно
транспортируемых
по
магистральным
нефтепроводам.
Исследование особенностей применения указанных мероприятий с целью
повышения энергоэффективности проведено в последующих главах работы.
Во второй главе определен критерий, разработаны алгоритмы и методика
расчета энергоэффективности ТУ МН при перекачке нефти. В ходе проведения
сравнительного анализа существующих стандартов и нормативно-технических
документов, существующих работ по оптимизации технологических процессов,
разработанных отечественными и зарубежными учеными и исследователями, а
также анализа практики реализации программ энергосбережения выявлено, что
наиболее показательным параметром, характеризующим энергоэффективность
транспортировки нефти, является КПД ТУ МН (рисунок1).
9
Рисунок 1 – Комплексные составляющие КПД технологического участка МН
При расчетах КПД ТУ МН периодом определения эффективности работы ТУ
принят месяц, в течение которого производится сравнения фактического КПД ТУ
МН с максимально возможным КПД для рассматриваемого ТУ МН путем введения
коэффициента энергоэффективности ТУ МН:
k ТУ
КПДТУфакт
КПДТУ
k ТУ
, (0
1),
(1)
Определение максимально возможного коэффициента энергоэффективности
работы ТУ МН проводится по данным форм соблюдения режимов работы ТУ МН
путем моделирования комбинации двух оптимальных режимов работы, ближайших
к средней за анализируемый период (месяц) производительности.
Определение фактического КПД ТУ МН проводится по данным СДКУ,
АСТУЭ и форм соблюдений режимов работы ТУ МН с почасовой разбивкой.
По результатам эффективности работы ТУ МН за месяц если величина
ɳТУ ≤ 0,90, то определяются причины и, при необходимости, разрабатываются
краткосрочные мероприятия по увеличению эффективности работы ТУ МН.
Эффективность
использования
МНА
определяется
как
отношение
средневзвешенного КПД МНА за рассматриваемый месяц к максимально
возможному значению КПД ТУ МН за рассматриваемый период (месяц):
k МНА
КПДср
КПДТУ
,
(2)
где: КПДТУmax– максимально возможный КПД ТУ МН за месяц;
КПДср
средневзвешенная величина КПД МНА за месяц.
Паспортное значение КПД МНА вычисляется путем произведения значений
паспортного КПД НА и КПД электродвигателя.
10
Еслли k МНА < 1, то опрределяютсся причин
ны пониж
женной эф
ффективн
ности рабооты и
разрабаты
ываются мероприя
м
ятия по уввеличению
ю эффекти
ивности М
МНА.
Оц
ценка техн
ническогоо состоян
ния МНА ТС МНА определяеттся по фо
ормуле
ТСМНА 
КПД max
 0,94 ,
КПД пасп
(
(3)
где КПД max
имальное значениее, определ
ленное поо фактической криввой КПД..
m – макси
Оссобенносттью пострроения фактическо
ой характтеристики
и КПД МНА
М
являяется
построен
ние аппрроксимируующей кривой
к
по
п ретросспективны
ым данн
ным штаттных
систем
«Систем
мы
дисп
петчерскоого
кон
нтроля
и
управвления»
(СДКУ)
и
«Автомаатизироваанной сисстемы упрравления энергосн
набжениеем» (АСТ
ТУЭ) систтемы
нефтепрооводов ПАО
П
«Траанснефть»». Метод
д аппрокссимации кривой КПД
К
кусоочно2-го поррядка, вы
нелинейн
ной функкцией поолиномиаальной функции
ф
ыбранный для
построен
ния кривоой КПД, разработтан для устранени
у
ия недосттатков пр
ри примен
нении
линейной
й и полин
номиальноой функци
ии и предсставляетсяя как наиб
более близзкий по своим
с
геометри
ическим характери
х
истикам к паспорттным кри
ивым КП
ПД, позволяя сни
изить
относитеельное оттклонениее расчета энергопо
отреблени
ия до 3-х рраз. На ри
исунках 2 а, б
представвлены харрактеристтики КПД
Д МНА, полученны
п
ые аппроксимациеей полиноомом
2-го
поорядка.
На
основании
выбранн
ных
криттериев
разработаан
алгорритм
мониторинга и поовышенияя энергоээффективн
ности ТУ
У, включающий 4 базовых
б
э
этапа
(рисунокк 3).
а
б
а) стандартный
й алгориттм; б) аппрроксимац
ция факти
ической характерисстики КП
ПД
М
МНА
по ретроспек
р
ктивным данным
д
С
СДКУ
иА
АСТУЭ
Рисуунок 2 – Восстанов
В
вление кри
ивых факктической
й характерристики КПД
К
МНА
А
11
Разработанный алгоритм позволяет сформировать замкнутую схему для
повышения энергоэффективности перекачки нефти по каждому ТУ МН, а также
обеспечить контроль за достижением требуемого уровня энергоэффективности ТУ
сравнением фактических КПД ТУ МН с целевыми показателями КПД ТУ.
Рисунок 3 – Схема мониторинга и повышения энергоэффективности ТУ МН
Метод документально оформлен в составе нормативного документа, на
основании которого построена система мониторинга энергоэффективности МН и
эксплуатации МНА в системе МН ПАО «Транснефть».
Апробация системы мониторинга энергоэффективности нефтепроводного
транспорта успешно проведена в 2016 году по 28 технологическим участкам
магистральных нефтепроводов. Полученные данные по расчетам нефтепроводов
ПАО «Транснефть» были проанализированы и выработаны основные группы
мероприятий по повышению КПД. Статистика выявленных причин снижения
эффективности КПД МНА представлена в таблице 1.
12
Таблица 1 – Причины снижения эффективности МНА
№ п/п
1
2
3
4
5
Причины снижения эффективности МНА
Снижение КПД, %
Рабочее колесо с бóльшим кавитационным запасом установлено на
5
первом по ходу нефти МНА
Техническое состояние МНА
12
Нерациональное применение обточенных рабочих колес
10
Эксплуатация насосного агрегата вне рабочего диапазона подач
20
Неисправность обратного клапана на коллекторе МНА НПС
10
Результаты апробации методики на существующих МН подтвердили, что КПД
ТУ является наиболее информативным комплексным показательным критерием,
позволяющим оценивать эффективность транспортировки нефти и учитывающим не
только КПД МНА, но и оптимальность выбора режимов работы МН, а также
состояние всей технологической обвязки НПС (включая, герметичность обратных
клапанов МНА, повышенное гидравлическое сопротивление технологических
трубопроводов и др.). В качестве примера, при проверке выявлены негерметичные
клапаны на НПС, через которые происходит переток части перекачиваемой нефти,
вызывающий рост производительности и потребляемой мощности, снижение
дифференциального напора МНА. КПД МНА при этом будет понижен, хотя
реальное техническое состояние и КПД собственно МНА может быть в норме.
Устранение неисправности обратного клапана МНА на МН «Сургут–Горький–
Полоцк», ТУ «Лазарево–Горький» НПС «Лазарево-1» позволило увеличить КПД до
4,5%, а потенциал экономии электроэнергии при этом составил 1 197 тыс. кВт*ч или
3 592 тыс. руб. за квартал (рисунок 4).Применение разработанного метода позволяет
выявить также неверно предоставленные значения сигналов и значения, связанные с
проблемой сбора, хранения и передачи данных штатных систем СДКУ, АСТУЭ,
участвующих в определении КПД ТУ МН и МНА. На рисунке 4 представлен
выявленный случай некорректного определения КПД МНА, связанного с
получением некорректных значений давления по данным СДКУ МН «Сургут–
Горький–Полоцк» на ТУ «Ю.Балык–Конда» НПС «Ильичевка» и ТУ «Южный
Балык – Конда» НПС-1 Кедровая, МНА №3, №4. Ошибка в расчетах КПД при этом
составила от 3,3 до 6,5%.
13
а
б
Рисунок 4–
Р
4 Неиспрравность обратногго клапана НПС «Л
Лазарево--1» (а)
и неекорректн
ные значеения давл
ления по данным
д
С
СДКУ (б)
В третьей главе раассмотрен
ны вопро
осы эффеективногоо примен
нения ЧРП
П на
МНА магистралььных неф
фтепровоодов. Учеет снижеения циккличности
и нагруж
жения
трубопроовода поозволил разработать мето
одику об
босновани
ия прим
менения ЧРП,
Ч
которая включаетт не тольько энерггетически
ие критеррии, но и критери
ии повыш
шения
14
надежности электродвигателей (ЭД) МНА и линейной части (ЛЧ) трубопровода,
обусловленного снижением числа пусков и цикличности нагружения металла.
Годовую экономию после внедрения ЧРП Э, тыс. руб./год, предлагается
определять по формуле:
Э
где
ΔЗээ
ΔЗэд
ΔЗту
Зобсл ,
(4)
ΔЗээ - снижение затрат на оплату электроэнергии, тыс. руб.;
ΔЗэд - снижение затрат на проведение ремонтов электродвигателей, тыс. руб.;
ΔЗту - снижение затрат на ремонт трубопровода ТУ, тыс. руб.;
Зобсл
- годовые затраты на обслуживание ЧРП специализированной
организацией, тыс. руб
При упрощенной оценке срок окупаемости ЧРП, Ток, лет, рассчитывается:
∗
Τ
где
ЧРП ∗ЗЧРП
(5)
Э
ЗЧРП - стоимость ЧРП, тыс. руб.;
ΝЧРП - количество устанавливаемых ЧРП;
Κ
- коэффициент, учитывающий затраты на строительные, монтажные,
пусконаладочные и другие работы, определяемый по структуре затрат НПС.
Критерием целесообразности применения ЧРП для системы нефтепроводов
ПАО «Транснефть» определено условие:
Ток ≤ 15 лет,
(6)
выполнение которого позволяет обеспечить широкое промышленное применение
ЧРП в системе нефтепроводов.
Алгоритм
расчета
последовательности
проведения
оценки
изменения
межремонтных интервалов, сроков службы и снижения затрат на ремонт ЭД
приведен на рисунке 5.
Снижение затрат на текущий ремонт и снижение затрат на ремонт обмотки
статора для всех электродвигателей технологического участка, на которых
используется ЧРП, рассчитывается следующим образом:
ΔЗэд
где
∑
∆ЗТР
∑
∆ЗКР
З
- затраты на текущий ремонт -го электродвигателя, тыс. руб.;
ЗК
- затраты на текущий ремонт -го электродвигателя, тыс. руб.
(7)
15
Риссунок 5 – Алгоритм последовательно
ости провведения ооценки изм
менения
межрремонтны
ых интерввалов, срооков служ
жбы и сни
ижения заатрат на ремонт ЭД
Д
Пррименениее ЧРП наа МНА поозволяет исключи
ить цикли
ическую перекачку
п
у или
существеенно сни
изить переепады даавления. При
П этом
м снижаеттся скоро
ость разввития
дефектовв в теле тррубы и ум
меньшаеттся число дефектовв, требую
ющих ремонта (таб
блица
2). На этой базе разработан
ны алгори
итмы оценки увели
ичения меежремонттного перриода
в резулььтате исп
пользован
ния ЧРП на эксплуатируеемых неф
фтепровод
дах и оц
ценки
экономической эф
ффективн
ности исп
пользован
ния ЧРП вследстви
ие снижения затраат на
ремонт трубопров
т
вода.
Таб
блица 2 – Изменен
ние числаа дефектовв на ЛЧ со
с снижен
нием цикл
личности
№
Нефттепровод
п/п
Участоок
Циклично
ость
иаметр, мм
Ди
наачальная ко
онечная
Количеество дефекттов
До
После
1
Н
НКК
Б
Бердяуш
– Нурлино
Н
205
80
1220
346
249
2
УБ
БКУА
Т
Торгили
– Юргамыш
Ю
484
366
1220
101
98
3
Н
НКК
Еткуль – Беердяуш
541
105
1220
33
16
Ан
нализируяя изменен
ние межремонтных
х интерваалов и чи
исло ремо
онтов труубы с
использоованием и без исп
пользован
ния ЧРП получаем
м, что кооличество
о ремонтоов по
устранен
нию деф
фектов ЛЧ
Л межд
ду соседн
ними станциями в год уменьшаается
пропорциональноо коэффиц
циенту сн
нижения циклично
ц
ости нагруужения:
с.ц.
,
(8)
16
где
с.ц. –
коэффициент снижения цикличности нагружения (отношение значения
фактического цикличности нагружения участка МН к значению цикличности с
применением ЧРП);
,
– число ремонтов ЛЧ участка МН между соседними НПС за интервал
времени T при работе трубопровода, соответственно, с использованием и без
использования ЧРП.
При известном значении уменьшения количества дефектов, подлежащих
ремонту, снижение затрат на ремонт одного участка трубопровода между соседними
НПС и всего технологического участка при использовании ЧРП:
где
ΔЗ
ДПР
∙ Зр ;
(9)
ΔЗТУ
∑ ∆З ,
(10)
Зр – затраты на ремонт одного дефекта,n – число участков между соседними
станциями в составе технологического участка.
Информация о параметрах фактически имеющихся дефектов поступает из
базы данных Центра технической диагностики АО «Транснефть - Диаскан».
Методика позволяет применить информацию о параметрах фактически имеющихся
дефектов в трубопроводе по известному значению коэффициента снижения
цикличности нагружения для расчетов развития дефектов во времени и определения
уменьшения количества дефектов, подлежащих ремонту в течение всего срока
службы трубопровода.
Методика прошла многовариантную апробацию для расчета различных
нефтепроводов. Результаты расчетов ТУ «Бердяуш–Нурлино» АО «ТранснефтьУрал» МН «НКК» приведены на рисунке 6а. Расчеты выполнены для случая
установки на ТУ трех ЧРП. Расчетный срок окупаемости использования ЧРП
составляет 7,2 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 ЧРП
составит 71 год.
Результаты расчетов ТУ «Торгили–Чаши» МН «УБКУА» приведены на
рисунке 6б. Расчеты выполнены при установке на ТУ трех ЧРП. Срок окупаемости
использования ЧРП составляет 7,7 года. Наибольший экономический эффект от
использования ЧРП происходит за счет снижения затрат на оплату электроэнергии
17
(55%). Если
Е
учиттывать толлько сниж
жение заттрат на оплату
о
эллектроэнер
ргии, то срок
окупаемоости трехх ЧРП сосставит 14 лет.
Рассчеты, вы
ыполненн
ные для дввух техно
ологическких участтков, покаазали, чтоо все
три составляющи
ие снижен
ния затратт: снижен
ние затраат на оплаату электр
роэнергии, на
ремонт электродв
э
вигателей
й и на реемонт ЛЧ
Ч соизмерримы. Нее учет лю
юбого из них
приводитт
к
сууществен
нному
у
увеличени
ию
расч
четного
срока
окупаем
мости
использоования ЧР
РП.
Поо методикке разраб
ботан пррограммны
ый компллекс для комплекксной оц
ценки
эффективности
использоования
частотно
о-регулирруемого
электро
опривода
на
нефтеперрекачиваю
ющей сттанции технологи
т
ического участка. Провед
дены рассчеты
нефтепрооводов на
н наиболлее важн
ных напр
равленияхх перекаччки нефтти в сисстеме
магистраальных неефтепроводов.
а
б
а) ТУ «Берд
дяуш – Нурлино»;
Н
б) ТУ «Т
Торгали – Чаши»
Рисуунок 6 –С
Составляю
ющие экон
номическкой эффекктивности
и применеения ЧРП
П
В четверттой глав
ве рассм
мотрены альтерн
нативные методы
ы повыш
шения
энергоэф
ффективноости переккачки неф
фтей с ан
номальны
ыми свойсствами, ко
оторые могут
м
быть реаализованы
ы путем применен
п
ния разли
ичных т.н
н. «специальных» методов. Для
оценки эффектив
э
ности спеециальны
ых методо
ов на МН
Н «Уса – У
Ухта – Яр
рославль»» АО
«Транснеефть-Север» в заависимостти от со
остава см
меси перрекачиваеемых неф
фтей,
попутно добываеемых и совместно
с
о перекач
чиваемыхх с разли
ичных меесторожд
дений
Тимано-П
Печерскоой нефтеегазоносн
ной провинции, проведены
п
ы экспер
риментальные
исследоввания с опытными
о
и смесям
ми, составвы которы
ых были подобран
ны исход
дя из
прогнозн
ного расп
пределени
ия грузопоотоков неефти на 20017 г. (таб
блица 3).
18
Все нефтяные смеси характеризуются высокой вязкостью при низких
температурах, что обуславливает рост гидравлического сопротивления потока при
остывании нефти на неизотермических участках нефтепровода.
Для оптимизации применяемых термохимических методов специальной
перекачки на неизотермических участках МН «Уса –Ухта – Ярославль», с целью
подбора эффективных реагентов и температур подогрева нефтей, проведены
сравнительные испытания депрессорных присадок (ДП), основанные на оценке
депрессорной способности и реологического эффекта (снижение эффективной
вязкости). Результаты лабораторных исследований приведены на рисунке 7.
Таблица 3 – Образцы опытных смесей, приготовленные из проб нефтей
№
Наименование образца с
указанием места отбора
1
2
8
Смесь №1
Смесь №2
Смесь №3
а
Компонентный состав образца смеси, % масс.
смесь нефтей, отобранных на входе
Ярегская нефть (СИКН
НПС «Ухта-1» (СИКН №№:
№ 626)
391,600,397,631,822,392)
100
0
95,7
4,3
83,7
16,3
б
в
а) смесь №1; б) смесь №2; в) смесь №3
Рисунок 7 – Оценка эффективности депрессорных присадок по снижению
температуры застывания смеси при различных дозировках
Анализ экспериментальных данных показал, что базовый реагент ДПН-1,
успешно применяемый на объектах АО «Транснефть-Север», все еще довольно
эффективен, более того, при экономичных низких дозировках (50-100 ppm) он
показывает наилучший депрессорный эффект. Однако уже в зоне более высоких
19
дозировок (100-500 ppm) эффективность его падает по сравнению с новыми
марками реагентов (MR 1088, Flexoil WM 1740). Стоит отметить, что по мере
утяжеления нефти эффективность ДПН-1 также снижается, что можно наблюдать на
более вязкой тяжелой смеси №3.
Использование ПТП на полимерной основе для смесей тяжелой Ярегской и
застывающих Харьягинских нефтей также имеет ряд особенностей. Лабораторные
испытания (рис.8) подтвердили, ввод и увеличение дозировок ПТП приводит к
падению «депрессорного эффекта» – росту температуры застывания и потери
текучести ранее обработанных депрессорными присадками нефтей.
Рисунок 8 – Изменения температуры застывания смеси №2 при последовательном
добавлении депрессоров (500 ppm) и ПТП (20 и 50 ppm)
Для подробного анализа требуется сравнение величин эффективной вязкости
нефтесмесей, для расчета которой использовалось аппроксимационное уравнение
модели Балкли-Гершеля, описывающее течение неньютоновских сред. Результаты
расчета эффективной вязкости нефтей, совместно обработанных присадками (ДП и
ПТП), представлены на рисунке 9.
Как показали результаты испытаний, эффективная вязкость нефти при низких
температурах после обработки ее базовым реагентом ДПН-1 значительно ниже
аналогичных значений при использовании реагента MR 1088, показавшего лучшие
результаты по снижению температуры застывания, что говорит о необходимости
комплексной оценки текучести как по температуре застывания, так и по вязкости.
20
Что касаетсся эффекттивности и безопассности соовместногго исполььзования ПТП
и ДП, то
т на граафиках нааблюдаеттся неодн
нозначнаяя картинаа. Так, например,
н
, для
реагентаа MR 10888 ввод и последующее увеличени
у
ие дозироовки ПТП
П привод
дят к
снижени
ию эффекктивной вязкости
в
нефти, что,
ч
верооятно, свяязано со схожими по
При
своей пррироде акктивными
и компонентами основного
о
о действуующего вещества.
в
этом карртина с ДП
ПН-1 имееет совсем
м иной характер – с различчными маарками ПТП в
зависимоости от дозировок
д
к наблюд
даются то
о резкое улучшение, то неезначителльное
ухудшен
ние текуч
чести, чтоо может быть связано с влиянием
м дизельн
ного топллива,
использууемого длля приготоовления ДПН-1
Д
изз активногго вещесттва (сэвил
лен).
а
б
а) ДП
П MR 1088 (500 ppm) и ПТП
П марок PT
P FLYDE
E и FLO M
MXA (20 и 50 ppm
m);
б) ДП
Д ДПН-11 (500 ppm
m) и ПТП
П марок PT
T FLYDE
E и FLO M
MXA (20 и 50 ppm))
Р
Рисунок
9 – Измен
нение эфф
фективной
й вязкости
и образцаа смеси №2
№ при
посследоватеельном ввводе депрессорных
х и противвотурбулентных присадок
п
Ещ
ще одним
м важным
м вопросоом в энергоэффекктивности
и являетсся совмесстная
транспорртировка высоковяязких и застывающ
з
щих нефттей, отли
ичающихсся по состтаву,
перекачкка которы
ых по отдельности требу
ует прим
менения сспециальн
ных метоодов.
Тяжёлыее высоковвязкие неефти не поддаютсся химич
ческой об
бработке, их подоогрев
ведет к росту энергозатр
э
рат, а вы
ысокопар
рафинисты
ые нефти
и из-за тиксотроп
т
пных
свойств снижаютт время безопасной
й остановвки участтков. Какк отечестввенный, так
т и
зарубежн
ный опытт (МН «У
Уса – Ухтаа – Яросл
лавль», МН
М «Узеньь – Атыраау – Самаара»)
показали
и возмож
жность сн
нижения темпераатуры нефти на перегонаах «горяч
чего»
нефтепроовода за счет уввеличенияя объемо
ов наиболлее тяжеллых вязкких нефттей в
21
партиях, ранее формируемых преимущественно из парафинистых застывающих
нефтей. Для подтверждения и количественной оценки вышесказанного эффекта
проведены экспериментальные исследования по оценке реологических свойств и
интенсивности парафиноотложений смесей застывающих нефтей месторождений
Харьяги и высоковязкой тяжелой Ярегской нефти, приготовленных в различных
соотношениях. Результаты испытаний опытных смесей представлены на рисунке 10.
Анализ экспериментальных данных показал, что добавление застывающих
парафинистых нефтей Харьягинских месторождений в тяжелую Ярегскую нефть в
концентрациях 25-50% об. позволяет снизить эффективную вязкость смеси более
чем в 2,5 раза при температуре перекачки 20 0С без использования дополнительных
специальных методов (добавление ДП, подогрев нефти для «горячей» перекачки).
Рисунок 10 – Зависимость эффективной вязкости смеси Харьягинских и Ярегской
нефтей от соотношения и скоростей сдвига при температуре 20 0С.
Также в рамках настоящей работы, с целью определения целесообразности
использования легких углеводородных разбавителей для улучшения текучести и
эксплуатационных свойств высокопарафинистых и тяжелых нефтей, совместно
перекачиваемых в смеси по нефтепроводам, были проведены экспериментальные
исследования по оценке изменения реологических свойств высоковязких тяжелой
Ярегской и высокопарафинистой Харьягинской нефтей при добавлении в них
дизельного топлива и стабильного газового конденсата в дозировках от 2,5 до 17,5
% объема. Результаты испытаний разбавителей представлены на рисунках 11, 12.
22
Результаты испытаний нефтей с разбавителями убедительно подтверждают
наличие депрессорного эффекта для Ярегской нефти, выраженного не только в
снижении температуры застывания (до 25-300С) и интенсивности образования
АСПО (более чем в 2 раза), но и почти 5-кратном уменьшении эффективной
вязкости(при температуре 20 0С) как при использовании дизельного топлива, так и
газового конденсата. Результаты же разбавления застывающей Харьягинской нефти
в обоих случаях оказались незначительными, что говорит о нецелесообразности
разбавления высокопарафинистых нефтей для трубопроводного транспорта.
а
б
а) дизельным топливом; б) стабильным газовым конденсатом
Рисунок 11 – Результаты испытания разбавленных нефтей
Рисунок 12 – Зависимости эффективной вязкости разбавленных нефтей
(при скорости сдвига 40 с-1, установившийся режим течения, )
23
Для оценки эффективности ингибиторов парафиноотложений, применяемых в
нефтепромысловых системах сбора, проведены испытания на подготовленных
нефтях, в ходе которых отмечена низкая эффективность регентов данного типа.
Результаты экспериментальных исследований по методике «холодного пальца»
показали, что на более тяжелых нефтях ингибиторы неэффективны, более того, в
некоторых случаях – количество АСПО даже незначительно увеличивалось. Об
этом свидетельствуют результаты испытаний, полученные на наиболее тяжелых
пробах
с
низкими
температурами
застывания.
Приемлемые
результаты
ингибирования были получены только на высокопарафинистых нефтях (50-60 %
снижения АСПО).
ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ
1. Анализ структуры энергопотребления в системе ПАО «Транснефть»
подтвердил возможность повышения энергоэффективности за счет оптимизации
технологических процессов перекачки нефти, предусматривающих повышение КПД
ТУ МН, применение ЧРП на МНА, эффективного совместного использования
химических и термических методов «специальной перекачки», и формирования
смесей с лучшими реологическими свойствами при совместной транспортировке
вязких тяжелых и застывающих парафинистых нефтей.
2. Разработаны алгоритм и расчетная методика вычисления КПД ТУ МН,
позволяющие, на основании данных со штатных систем автоматизации (СДКУ и
АСТУЭ), без проведения дополнительных измерений осуществлять непрерывный
мониторинг контролируемых параметров перекачки и их отклонений от заданных
целевых показателей для расчета энергоэффективности. Осуществление при этом
компенсирующих мероприятий позволяет повысить общий КПД ТУ МН на 5 - 20%.
3. Разработана методика оценки экономической эффективности применения
ЧРП МНА, учитывающая не только снижение энергозатрат, но и эксплуатационные
факторы, позволяющая сократить реальный срок окупаемости ЧРП до 15 лет.
4. Подтверждена возможность совместной транспортировки вязких тяжелых и
застывающих парафинистых нефтей, на примере смесей Ярегской и Харьягинских
нефтей показано снижение эффективной вязкости (до 2,5 раз при температуре 20 0С)
и температуры застывания; оптимальный интервал объемного соотношения лежит в
диапазоне от 1:1 до 1:3. Обнаружен эффект «несовместимости» депрессорных и
противотурбулентных присадок на полимерной основе при дозировке ПТП более 20
24
ppm. Выявлена низкая эффективность (не превышающая 60%) ингибиторов АСПО
депрессорного типа. Доказана возможность безопасной перекачки Ярегской нефти,
разбавленной стабильным газовым конденсатом (в концентрации 15% об.).
Основные положения диссертационной работы отражены в следующих работах:
В ведущих рецензируемых научных журналах и печатных изданиях,
рекомендованных ВАК Минобразования и науки РФ:
1. Ревель-Муроз, П.А. К вопросу оценки увеличения межремонтного интервала трубопровода
при использовании ЧРП/П.А. Ревель-Муроз//Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и
нефтепродуктов. - 2016. - № 3 (23). - С. 37-40.
2. Шабанов, В.А. Методика многокритериальной оценки эффективности применения ЧРП на
объектах магистральных нефтепроводов/В.А. Шабанов, П.А. Ревель-Муроз [и др.]//Транспорт и
хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 2. - С. 11-17.
3. Ревель-Муроз, П.А. К вопросу комплексного подхода к расчету эффективности работы
магистрального нефтепровода и магистральных насосных агрегатов/П.А. Ревель-Муроз//Наука и
технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2017. - № 1 (28). - С. 50-52.
4. Ревель-Муроз, П.А. Методика оценки энергоэффективности объектов действующих
магистральных нефтепроводов/П.А. Ревель-Муроз//Наука и технологии трубопроводного транспорта
нефти и нефтепродуктов. - 2017. - т. 7. - № 6. - С. 12-16.
5. Шабанов, В.А. Анализ результатов приближенной оценки снижения цикличности нагружения
при использовании частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на
эксплуатируемых нефтепроводах/В.А. Шабанов, П.А. Ревель-Муроз [и др.]//Проблемы сбора,
подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2016. - № 1 (103). - С. 64-75.
6. Ревель-Муроз, П.А. Использование асфальтосмолопарафиновых отложений в качестве
тепловой и антикоррозионной изоляции нефтепровода/П.А. Ревель-Муроз, Б.Н. Мастобаев [и
др.]//Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 3. - С. 12-16.
7. Ревель-Муроз, П.А. Моделирование теплового режима при создании контролируемого слоя
АСПО на внутренней поверхности нефтепроводов/П.А. Ревель-Муроз, Б.Н. Мастобаев [и
др.]//Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 1. - С. 9-12.
8. Ревель-Муроз, П.А. Определение размеров экспериментальной установки для исследования
эффективности противотурбулентных присадок/П.А. Ревель-Муроз, Б.Н. Мастобаев [и др.]//Транспорт и
хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - № 4. - С. 11-17.
9. Ревель-Муроз, П.А. Полимерные агенты снижения гидродинамического сопротивления для
тяжелой нефти/П.А. Ревель-Муроз [и др.]//Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и
нефтепродуктов. - 2016. - № 4 (24). - С. 42-47.
В других изданиях:
10. Ревель-Муроз, П.А. Совместное использование термических и химических методов
воздействия при транспортировке высоковязких и нефтей/П.А. Ревель-Муроз, Б.Н. Мастобаев [и
др.]//SOCAR Proceedings. - 2017. - № 2. - С. 49-55.
11. Revel-Muroz, P. Development of Energy Saving Technologies in Oil Pipeline Transportation/P.
Revel-Muroz//The International Committee for the History of Technology (ICOHTEC) 42 Annual meeting,
IEEE-HISTELCON 4th meeting. Book of abstracts. - Tel Aviv, 2015. - P. 30.
12. Ревель-Муроз, П.А. Обеспечение энергосбережения в магистральном нефтепроводном
транспорте
применением
инновационных
энергосберегающих
технологий/П.А.
РевельМуроз//Трубопроводный транспорт-2015: материалы X международной учебно-практической
конференции. - Уфа: УГНТУ, 2015. - С.181-182.
13. Ревель-Муроз, П.А. Инновационные технологии энергосбережения в магистральном
нефтепроводном транспорте/П.А. Ревель-Муроз//Материалы международной научно-практической
конференции «Проблемы и методы обеспечения надежности и безопасности систем транспорта нефти,
нефтепродуктов и газа». - Уфа: ГУП «ИПТЭР», 2015. - С.433.
14. Ревель-Муроз, П.А. Влияние высокомолекулярных компонентов на реологические свойства
нефти/П.А. Ревель-Муроз//Трубопроводный транспорт-2016: Материалы XI международной учебнопрактической конференции. - Уфа: УГНТУ, 2016. - С.131-132.
1/--страниц
Пожаловаться на содержимое документа