Энергосбережение и снижение выбросов при подготовке нефти — одна из приоритетных задач предприятий ОАО «Белкамнефть»

Демьян Бондарь

Эксперт по предмету «Нефтегазовое дело»

преподавательский стаж — 5 лет

Задать вопрос автору статьи

Библиографическое описание:

Стрюк, С. О. Способы повышения энергоэффективности магистрального трубопровода / С. О. Стрюк. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2018. — № 4 (190). — С. 54-55. — URL: https://moluch.ru/archive/190/48089/ (дата обращения: 30.05.2023).

Для успешного экономического развития каждое предприятие по транспортированию нефти и нефтепродуктов стремиться к сокращению энергетических и, соответственно, финансовых затрат на транспортировку продукта по магистральным трубопроводам. Но при этом должны соблюдаться технологические, конструктивные, эксплуатационные, экологические и иные ограничения режимов работы оборудования.

Необходимо разобраться, на что предприятия затрачивают энергию. Основные затраты потребляемой мощности идут на преодоление гидравлического сопротивления трубопровода, работу по производству напора, передаваемого следующей нефтеперекачивающей станции, и работу по преодолению разности геодезических высот.

Таким образом, одним из способов сокращения затрат энергии является снижение гидравлического сопротивления линейной части трубопровода. Гидравлическое сопротивление трубопровода зависит от таких факторов, как: вязкость продукта в трубе, режима течения, состояния внутренней поверхности трубы, наличия инородных скоплений и т. д.

Составляющие гидравлического сопротивления делят на два класса:

1. постоянные, зависящие от геометрических параметров трубопровода и свойств перекачиваемого продукта;
2. изменяющиеся со временем, например, сопротивление, вносимое изменяющейся шероховатостью стенок при коррозии и образованием отложений.

В первом случае снижение энергозатрат может быть достигнуто за счет точного расчета важнейших параметров трубопровода с помощью специальных программ. Так, одна программа определяет оптимальные диаметры и характеристики насосов с учетом затрат на трубы, арматуру, опоры, теплоизоляцию, амортизацию и ремонт. Для чего же необходимо рассчитывать эти параметры? Такие расчеты точно определяют гидравлическое сопротивление трубопроводов, обвязок насосов, компрессоров и аппаратов. Так же определяются их взаимное влияние друг на друга, местные сопротивления, зависимость от расстановки аппаратов и трасс трубопроводов. Например, было выявлено, что установка диафрагмы в нагнетательном трубопроводе поршневого компрессора снижает его гидравлическое сопротивление за счет гашения пульсации потока.

Значительно количество энергии можно экономить на перекачке, это достигается тщательным выбором насосов, их напора и производительности. Обычно насосы выбирают с запасом по названным параметрам. Поэтому при эксплуатации прибегают к дросселированию давления, что повышает расход энергии на привод насоса. Так же снижению расхода энергии на перекачку нефтепродуктов способствует создание благоприятной гидравлической обстановки в трубе — устранение вибраций и пульсаций. Это достигается путем изменения конфигурации трубопровода, крепления его подвижными и неподвижными опорами, применения гасящих емкостей, оптимизации диаметров трубопроводов и т. д.

Другая программа дает возможность выбрать материал теплоизоляции, рассчитать ее толщину, объем и поверхность.

Эффективным способом снижения затрат энергии при перекачке нефтепродуктов является сокращение сопротивления регулирующих клапанов. Считается, что оно составляет до 30 % сопротивления трубопровода. Уменьшение сопротивление клапанов достигается делением потока нефтепродукта на две части, одна из которых проходит через регулируемые зазоры между седлами и плунжером. Другая часть потока проходит через перепускное отверстие в сменной втулке.

Еще один способ снижения гидравлического сопротивления заключается в применении химических реагентов. Для увеличения пропускной способности технологического участка трубопровода традиционно используются противотурбулентные присадки (далее ПТП).

Они представляют собой полимеры линейной структуры с высокой молекулярной массой. Принцип работы присадок заключается в том, что длинные нитевидные молекулы располагаются вдоль движения молекул жидкости и сглаживают пульсации давления. Реальные данные применения ПТП на трубопроводах показывают экономию электроэнергии в размере от 40 % до 50 %.

Чтобы использование противотурбулентных присадок приводило к экономии, необходимо знать допустимую цену ее покупки. Расчеты для ПТП показали, что ее допустимая цена (при сохранении положительной рентабельности) может достигать существующих рыночных цен на ПТП. На рис. 1 показан оценочный диапазон допустимой стоимости противотурбулентных присадок в зависимости от диаметра трубопровода.

Рис. 1. Допустимая цена на ПТП в зависимости от диаметра трубопровода

Максимально допустимая цена (на рис. 1 обозначена черной линией) достигается при оптимальном сочетании параметров: максимальное использование пропускной способности трубопровода; высокая эффективность ПТП при малых концентрациях; большие расстояния между нефтеперекачивающими станциями при малых разностях высот. Нижняя граница ценового диапазона (на рис. 1 обозначена красной линией) рассчитывается при одновременном типовом отклонении параметров от оптимальных. Расчет применения ПТП (при 45 % эффективности присадки) показал экономическую выгоду на реальном участке нефтепровода Ухта-Ярославль в размере 27 миллионов рублей в год.

Во втором случае — оптимизацией графика пропуска очистных устройств.

Таким образом, описанные способы позволяют предприятиям по транспортированию нефти и нефтепродуктов уменьшить как энергетические, так и финансовые затраты.

Основные термины (генерируются автоматически): гидравлическое сопротивление, допустимая цена, гидравлическое сопротивление трубопровода, диаметр трубопровода, перекачка нефтепродуктов, транспортирование нефти.

Библиографическое описание:

Куспанов, А. Б. Повышение энергоэффективности трубопроводной системы в случае горячей перекачки высоковязких нефтей / А. Б. Куспанов, А. Н. Тюрин, Л. А. Чурикова. — Текст : непосредственный // Молодой ученый. — 2017. — № 18 (152). — С. 45-48. — URL: https://moluch.ru/archive/152/43221/ (дата обращения: 30.05.2023).

Статья посвящена вопросам обоснования решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки нефти, дана оценка трубопроводной системы Казахстана, перекачивающих высоковязкие нефти. Авторы предлагают в качестве решения такой задачи — составление математической модели, учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, что позволит выполнить поиск совокупности параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

Ключевые слова: нефтепровод, высоковязкая нефть, совмещенная характеристика, температура подогрева нефти, изменение характеристик центробежных насосов

Казахстан обладает большими подтвержденными запасами нефти и газа. Для транспортировки углеводородов в республике используется около 10715 км нефте- и газопроводов. Перед страной сегодня стоит ряд нерешенных проблем, связанных с поставкой нефти на внутренний и международный рынки. Проблемы, касающиеся внутреннего рынка, заключаются в том, что основная часть запасов и основные объемы добычи нефти находятся на западе, в то время как ее потребители (крупные города и промышленные центры) находятся на юго-востоке и индустриальном севере. Как следствие советской экономической системы, добываемая на западе нефть транспортируется через Россию транзитом на мировые рынки, а внутренняя потребность на востоке восполняется путем импорта из Сибири. Большинство из существующих трубопроводов были построены несколько десятков лет назад и предназначались для осуществления целей бывшего Советского Союза, а не Казахстана как независимого государства.

В настоящее время по трубопроводной системе транспортируется более 80 % всей добываемой в республике нефти. Разветвленная сеть трубопроводов проходит по территории восьми областей Казахстана. Это основные нефтяные маршруты: Узень — Атырау — Самара, Каламкас — Каражанбас — Актау, Жанажол — Кенкияк — Орск, Омск — Павлодар — Шымкент — Чарджоу.

На сегодняшний день наиболее распространенным видом транспортирования высоковязкой и высокозастывающей нефти является трубопроводный транспорт. Железнодорожный и морской способ транспортировки применяется значительно реже, обусловленных наличием технологических ограничений, связанных с высокой температурой застывания нефти и необходимостью применения усиленной изоляции или подогрева технологических емкостей.

Осложнения при трубопроводном транспорте высоковязкой и высокозастывающей нефти связаны с существенной зависимостью вязкости от температуры. Вместе с тем, при некоторых температурах возможно выпадение твердых фракций, а также застывание нефти в трубопроводе, приводящее к полной остановке перекачки и значительным затратам на ее возобновление.

На территории Республики Казахстан действует ряд неизотермических магистральных трубопроводов, перекачивающих высоковязкие и высокозастывающие нефти. На таких нефтепроводах применяются различные технологии перекачки — например, на нефтепроводе Кумколь-Каракоин-Шымкет для улучшения реологических свойств применяются депрессорные присадки, а на нефтепроводе Узень-Атырау-Самара используются печи для нагрева нефти, осуществляющие технологию «горячей» перекачки.

В зимнее время, особенно в периоды аномальных заморозков, температура в нефтепроводе может значительно снижаться. Такая ситуация может привести к значительному увеличению гидравлического сопротивления, остановке перекачки и «застыванию» трубопровода.

В таком режиме эксплуатируется нефтепровод Кумколь-Каракоин, перекачка по которому зимой останавливается на 2–3 месяца, несмотря на добавление депрессорных присадок, позволяющих повысить транспортабельность перекачиваемой нефти.

Магистральный нефтепровод Узень-Атырау-Самара в зимний период времени работает на пределе возможностей, поскольку модернизация парка насосно-силового оборудования, проводимая с целью увеличения напора и производительности перекачки, ограничена предельным напором самого трубопровода.

Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст, а к высокозастывающим с температурой застывания t_з > 0°С. Для перекачки высоковязких и высокозастывающих нефтей применяются методы, предусматривающие специальные технологии, основанные на этих особенностях (рис. 1). Основным методом транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей является транспорт нефти с подогревом — «горячая» перекачка нефти. Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между тепловыми станциями. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока.

Необходимо отметить, что тепловой расчет «горячего» нефтепровода довольно сложен, зависящий от многих факторов эксплуатации трубопровода, от реологических свойств нефти. Вследствие чего в процессе эксплуатации нефтепровода приходится в оперативном порядке корректировать технологический процесс перекачки нефти и регулировать тепловой режим работы нефтепровода.

Рис. 1. Классификация методов перекачки высоковязкой нефти

Оптимизировать систему «трубопровод — насосная станция» с целью исследования процесса увеличения энергоэффективности транспорта нефти с подогревом представляет актуальную научно-техническую задачу. Решая такого рода задачу, следует выделить критерий оптимальности. В зависимости от решаемой технико-экономической задачи определяется выбор того или иного критерия оптимальности.

К гидродинамическим относят критерии оптимальности, связанные с минимумом потерь на трение, максимальной производительностью трубопровода, минимумом затрат мощности на перекачку и т. д.

К технико-экономическим относят критерии, предполагающие организацию транспорта нефти с минимальными стоимостными затратами на перекачку или с максимальной выгодой, полученной от перекачки нефти.

В качестве критериев оптимальности также могут быть использованы:

‒ максимальное КПД теплового оборудования:

‒ максимальное КПД насосного оборудования: .

‒ минимум затрат на работу насосного оборудования:

Рис. 2. Совмещенная характеристика «трубопровод — насосная станция»

Таким образом, для решения задачи о повышении энергоэффективности системы «трубопровод — насосная станция» в случае горячей перекачки необходимо составить математическую модель учитывающую изменение характеристик центробежных насосов, а затем провести поиск оптимальных параметров, обеспечивающих энергоэффективный режим транспорта высоковязкой нефти по «горячему» трубопроводу.

1. Тугунов П. И. Типовые расчеты при проектировании и эксплуатации нефтебаз и нефтепроводов: Учебное пособие для вузов / П. И. Тугунов, В. Ф. Новоселов, А. А. Коршак, А. М. Шаммазов. — Уфа: ООО «ДизайнПолиграфСервис», 2002. — 658 с.
2. Марон В. И. Гидродинамика и однофазных и многофазных потоков в трубопроводе: учебное пособие / В. И. Марон. — М.: МАКС Пресс, 2009. — 344 с.
3. Гаррис Н. А. Расчет эксплуатационных режимов магистральных неизотермических нефтепродуктопроводов с применением динамических характеристик [Электронный ресурс] / Н. А. Гаррис, Ю. О. Гаррис // Нефтегазовое дело. — 2003. — № 2. — Режим доступа: http://www.ogbus.ru/authors/ Garris/Garris_3.pdf.
4. Пшенин В. В. Выбор оптимальной температуры подогрева при «горячей» перекачке нефти и нефтепродуктов / В. И. Климко, В. В. Пшенин // ГИАБ. — 2013. — № 8. — с. 338–342.
5. Пшенин В. В. Критериальные уравнения для числа Нуссельта при трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов с использованием подогрева / В. И. Климко, В. В. Пшенин // Трубопроводный транспорт: теория и практика. — 2013. — № 3. — с. 36–37.

Основные термины (генерируются автоматически): критерий оптимальности, насосная станция, высоковязкая нефть, нефть, изменение характеристик, Казахстан, математическая модель, насосное оборудование, трубопроводный транспорт, энергоэффективный режим транспорта.

Повышение энергоэффективности является приоритетной задачей российской экономики, ведь ее уровень определяет глобальную конкурентоспособность страны на мировом рынке, а также возможности сбережения ее энергоресурсов. Флагманами внедрения энергосберегающих технологий и энергоэффективных методов являются крупные предприятия.

Опыт ведущих организаций топливно-энергетического комплекса, таких как АО «Транснефть – Западная Сибирь», доказывает: планомерная, структурированная и четко организованная работа по снижению энергозатрат в производственной деятельности даёт ощутимый эффект в экономике предприятия, способствует успешному достижению целевых показателей, конкретизации стратегических планов. Так только по итогам 2017 года предприятие сэкономило 9,7 млн рублей за счет реализации энергосберегающих мероприятий. В 2018 году ожидаемая экономическая выгода АО «Транснефть – Западная Сибирь» от выполнения Программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности составит порядка 21 млн рублей

О технологических и управленческих решениях, позволяющих снизить энергозатраты, наша беседа с генеральным директором Общества Олегом Чепурным.

— Олег Вячеславович, 2018 год в организациях системы «Транснефть» объявлен Годом энергосбережения. Расскажите, какие задачи стоят перед АО «Транснефть – Западная Сибирь» по данному направлению в текущем году?

— Процесс транспортировки нефти и нефтепродуктов требует больших объемов электроэнергии, поэтому повышение энергоэффективности производства является одним из приоритетов АО «Транснефть – Западная Сибирь», стратегией производственного развития. Это не только оптимальный способ снижения издержек, но и механизм, обеспечивающий эффективность и безопасность работы предприятия нефтепроводной отрасли. Задачи, которые стоят перед нами в этой связи, можно структурно объединить в несколько ключевых блоков по ожидаемому конечному результату. Во-первых, непосредственно снижение потребления топливно-энергетических ресурсов для транспортировки сырья по магистральным трубопроводам путём внедрения современных технологий и оборудования. Во-вторых, оснащение приборами учёта ресурсов всех объектов собственного и сопутствующего производства для контроля объективных данных и возможной корректировки объёмов потребления. В-третьих, совершенствование механизма внедрения новых проектов и идей в энерго- ресурсосбережении. И, наконец, мониторинг комплекса мероприятий в рамках кейса «энергоэффективное производство». На сегодняшний день в Обществе аккумулирован самый передовой опыт конкретных решений этих задач.

Вот самый простой пример. Ежегодно мы осуществляем модернизацию индивидуальных тепловых пунктов на производственных объектах предприятия, внедряем автоматизированные режимы «дежурного отопления». Это позволило снизить уровень потребления покупной тепловой энергии за последние пять лет почти на 20 процентов.

— А каким образом оптимизация технологических режимов транспортировки нефти связана с энергосбережением?

— Одним из главных критериев оценки эффективности оптимизации является удельный показатель электропотребления и отсутствие штрафных санкций со стороны поставщиков электроэнергии. В отделе главного технолога осуществляется мониторинг расходно-напорных и мощностных характеристик насосных агрегатов перекачивающих станций, на основе которых формируются режимы работы нефтепроводов. Для транспортировки требуемого объема нефти или нефтепродуктов на каждом технологическом участке подбирается наиболее эффективная комбинация работающих насосов, дающая наименьшее энергопотребление. Правильный выбор режимов транспортировки, своевременная профилактика и очистка трубопроводов – все это в совокупности дает синергетический эффект и способствует успешному решению бизнес-задач Общества. Если говорить о цифрах, то по итогам 2017 года оптимизация режимов транспортировки обеспечила Обществу экономию порядка 5,9 млн рублей в денежном эквиваленте. Ежегодно перечень направлений, которые приносят наибольший экономический эффект по снижению энергозатрат, изменяется. Это зависит от степени реализации актуальных проектов и ожидаемых показателей эффективного планирования.  Отмечу, что определение оптимальных режимов транспортировки углеводородного сырья и продуктов переработки – это масштабная исследовательская работа. В этом процессе задействованы не только специалисты отдела главного технолога предприятия, но и НИИ «Транснефть». Именно там осуществляется проверка правильности расчетов режимов транспортировки, разработанных специалистами АО «Транснефть – Западная Сибирь», выдаются рекомендации для дальнейшего усовершенствования работы.

— Какие еще технологические энергоэффективные решения применяются на производственных объектах Общества?

— Большое внимание уделяется техническому перевооружению производственных мощностей предприятия: осуществляются замена магистральных насосов и электродвигателей на оборудование с высоким КПД, реконструкция резервуаров, ежегодно выполняется замена изолирующих покрытий теплотрасс для снижения тепловых потерь. При модернизации производственных мощностей Общество предъявляет высокие требования не только к эксплуатационным характеристикам, но и к показателям энергоэффективности,  

Такой подход применяется даже при модернизации систем освещения производственных и административно-бытовых помещений Общества. Так, только за 2017 год на всех объектах предприятия было заменено порядка 5 тысяч светильников.  По данным Министерства энергетики РФ, переход на энергоэффективные технологии в освещении – это один из наиболее экономически выгодных способов снижения расходов на энергетические ресурсы. Энергоэффективность светодиодных ламп превосходит лампы накаливания в 10 раз и люминесцентных ламп – в 2,5-3 раза. 

Как я уже говорил, индивидуальные тепловые пункты в обязательном порядке оснащаются системами автоматического регулирования температурного режима. Контроллеры для регулирования позволяют настраивать температуру внутри помещений по зонам суток и по температуре воздуха окружающей среды. В 2018 году будет установлено еще 7 таких автоматизированных систем.

— Олег Вячеславович, какие управленческие инструменты используются руководством Общества для повышения уровня энергосбережения?

— В условиях, когда тарифы на электроэнергию и топливо растут, от нас требуется продуманное планирование и четкая реализация комплексных энергосберегающих мероприятий. Мы должны расставлять приоритеты, понимать уровень затрат на эти мероприятия и просчитывать экономию, которую получим при их внедрении. Поэтому еще в 2012 году в АО «Транснефть – Западная Сибирь» была введена в действие Система энергетического менеджмента. Каждый сотрудник предприятия осознает личную ответственность за рациональное и эффективное расходование энергоресурсов, за несвоевременные действия, которые могут стать причиной увеличения удельного расхода электроэнергии и выхода за рамки планируемых затрат. Во всех филиалах предприятия проводится обучение сотрудников. Персонал, принимаемый на работу, проходит обязательный вводный инструктаж по системе энергетического менеджмента. Выстроенная система обучения работников с четким разграничением их прав, обязанностей и ответственности за реализацию энергосберегающих мероприятий ежегодно признается положительной практикой при проведении как внутреннего, так и внешнего аудита системы энергетического менеджмента.

Цифры в тему:

В текущем году ожидаемая экономическая выгода АО «Транснефть – Западная Сибирь» от выполнения Программ энергосбережения и повышения энергетической эффективности составит порядка 21 млн рублей.

Основные мероприятия по снижению затрат энергетических ресурсов:

• Оптимизация маршрутов перевозок, уменьшение непроизводительных пробегов, повышение транспортной дисциплины;
• Оптимизация режимов транспортировки нефти и нефтепродуктов;
• Применение автоматизированных систем регулировки температурного режима;
• Модернизация систем освещения;
• Очистка внутренней поверхности магистральных трубопроводов;
• Модернизация электродвигателей;
• Применение современных теплоизоляционных материалов;
• Применение оборудования с высоким КПД для защиты магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов от коррозии.

Энергосбережение на железнодорожном транспорте нефти и газа.

Доля железнодорожного транспорта нефти и природного газа составляет около 25 – 30 процентов. Основными направлениями по энергосбережению на железнодорожном транспорте являются: использование высокотемпературной проводимости в приводах или реакторах локомотива, электрификация железных дорог, повышение напряжения передачи, использование современных локомотивов, централизация снабжения теплом станций, использования более совершенной системы охлаждения (для повышения коэффициента полезного действия двигателя), использование вагонов с более высокой грузоподъемностью, внедрение технологии рекуперативного торможения, увеличение бесстыковых путей, и т.п.

Одним из самых эффективных способов экономии энергии на железнодорожном транспорте является эксплуатация газотурбинных двигателей. В Российской Федерации активно начинают снабжать локомотив газотурбинными двигателями, которые способны заменить три дизельных. Обычно такие двигатели снабжены энергетической или механической передачей, но также возможно использование гидромеханической передачи. Главным его преимуществом является способность развивать боле высокую скорость при потреблении топлива. Также такой двигатель способен работать на более дешевом виде топлива, ему также свойственен маленький расход смазочного масла.

Энергосбережение в нефтегазовой отрасли приобретает все большее значение, так как способствует уменьшению себестоимости конечного продукта предприятий, что положительно сказывается на их экономических показателях.

Находи статьи и создавай свой список литературы по ГОСТу

Поиск по теме

Тепловые процессы на нефтеперерабатывающих предприятиях. Нагревающие и охлаждающие агенты. Энергоэффективность и международный стандарт в системе энергетического менеджмента. Пути уменьшения энергопотребления на ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ».

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Размещено на http://allbest.ru

Энергосберегающие технологии на нефтеперерабатывающих и нефтехимических предприятиях

ГЛАВА I. Тепловые процессы на нефтеперерабатывающих предприятиях

нефтеперерабатывающий энергопотребление менеджмент

1.1 Нагревающие и охлаждающие агенты

Большую роль в процессах нефтепереработки играют тепловые процессы, которые включают процессы нагревания, охлаждения, выпаривания, конденсации паров и многие другие процессы, протекающие при подводе или отводе тепла. Тепловые процессы способствуют управлению скоростью химических реакций, интенсифицируют процессы разделения гомогенных смесей — выпаривание, перегонка, ректификация и др. Для тепловых процессов характерен широкий диапазон температур и количеств передаваемого тепла. Выбор того или иного теплоносителя зависит от температуры нагрева и охлаждения и интенсивности процесса теплообмена. Желательно, чтобы теплоноситель был негорюч, нетоксичен, термически стоек и обеспечивал удобство регулирования температуры. Кроме того, необходимо, чтобы теплоноситель оказывал минимальное коррозионное воздействие на материал аппарата, был дешёв и доступен. В процессах нагревания используют:

1.Водяной пар. Насыщенный водяной пар обладает высокими теплофизическими характеристиками. Водяной пар по сравнению с другими веществами имеет большую скрытую теплоту конденсации — 2,26*10 Дж/кг при давлении 1 ат и высокие коэффициенты теплоотдачи. Это позволяет при малом расходе пара и небольших поверхностях теплообмена передавать значительные количества тепла. Важным достоинством насыщенного пара является также постоянство температуры конденсации при данном давлении, что позволяет точно поддерживать температуру нагрева. Водяной пар доступен, пожаробезопасен, имеет относительно высокий к.п.д.. Основной недостаток насыщенного водяного пара заключается в значительном возрастании давления с повышением температуры. При температуре 180°С его давление составляет примерно 10 ат. Это значит, что при больших давлениях требуется толстостенная и дорогостоящая аппаратура и подводящие коммуникации. Обычно это и ограничивает его применение областью температур 180-190°С.

2.Перегретый пар. Его получают за счёт дополнительного нагрева насыщенного пара в специальных устройствах пароперегревателях. Если насыщенный пар продолжать нагревать в отдельном объёме, не имеющем воды, то получится перегретый пар. При этом сначала испарится влага, содержащаяся в паре, а затем начнётся повышение температуры и увеличение удельного его объёма. Перегретый пар имеет температуру близкую к 400°С.В качестве теплоносителя перегретый пар применяют редко, так как его коэффициент теплоотдачи невелик. Теплосодержание перегретого пара по сравнению с насыщенным также увеличивается незначительно, поэтому затраты на его перегрев не могут быть оправданы.Но перегретый пар обладает следующими основными свойствами и преимуществами: а) при одинаковом давлении с насыщенным паром имеет значительно большую температуру и теплосодержание; б) имеет больший удельный объём в сравнении с насыщенным паром, то есть объём 1 кг перегретого пара при том же давлении больше объема 1 кг насыщенного пара. Поэтому в паровых машинах для получения необходимой мощности перегретого пара по массе потребуется меньше, что даёт экономию в расходе воды и топлива;в) перегретый пар при охлаждении не конденсируется; конденсация при охлаждении наступает лишь тогда, когда температура перегретого пара станет ниже температуры насыщенного пара при данном давлении.

Горячую воду получают в паровых водонагревателях (бойлерах) и водогрейных котлах, обогреваемых топочными газами. Горячая вода применяется обычно для нагрева до температур не более 100°С. Обогрев водой применяют в тех случаях, когда необходимо обеспечить мягкие условия обогрева. Часто для этой цели используют конденсат водяного пара.

Топочные газы позволяют осуществлять нагревание до 1000-1100°С при давлении газа, близком к атмосферному. Топочные газы часто используют для нагревания промежуточных теплоносителей. Нагревание топочными газами производят в печах. При сгорании газообразного или жидкого топлива образуются топочные газы, нагревающие трубы (змеевик), по которым перемещается сырьё. К недостаткам нагрева топочными газами относятся низкое значение коэффициента теплоотдачи, что вызывает необходимость развивать большие поверхности нагрева, а также жёсткие условия нагрева, т. е. большой перепад температур, и трудности точного регулирования температуры

5. Высокотемпературные теплоносители.

Высокотемпературные теплоносители получают тепло от топочных газов или электрических нагревателей и передают его нагреваемому материалу. Как и водяной пар, высокотемпературные теплоносители, являются промежуточными теплоносителями. Применение промежуточных высокотемпературных теплоносителей обеспечивает равномерность обогрева и безопасные условия работы. В качестве высокотемпературных теплоносителей применяют высококипящие органические теплоносители (ВОТ), минеральные масла, перегретую воду. К высококипящим органическим теплоносителям относятся дифенильная смесь, состоящая из 26 % дифенила и 74 % дифенилового эфира, носящее торговое название Даутерм А. Дифенильная смесь обладает большой термической стойкостью, низкой температурой плавления (+12°С) и применяется как жидкий теплоноситель примерно до температур 250°С. При более высоких температурах дифенильная смесь применяется в состоянии кипения, в качестве насыщенного пара. В последнем случае температура нагрева может быть повышена до 380°С.Основным достоинством дифенильной смеси как теплоносителя является возможность получения высоких температур без применения высоких давлений, её стойкость и нетоксичность. Верхний предел нагревания минеральными маслами (цилиндровое, компрессорное, цилиндровое тяжёлое) не превышает 300°С. Масла являются дешёвыми промежуточными теплоносителями, но имеют относительно низкие коэффициенты теплоотдачи, легко разлагаются, образуя на стенках накипь, ухудшающую теплообмен. Перегретая вода как теплоноситель применяется при нагреве до температур 374°С. При этом давление в системе возрастает до 225 кгс/см².Этот теплоноситель абсолютно стоек, недорог, но высокие давления ограничивают выбор конструкций теплообменников и требуют применения только цельнотянутых труб, сварных систем и специальных уплотнений. При необходимости получения ещё более высоких температур (500-800 С) в качестве промежуточных теплоносителей применяют нитрит-нитратную смесь, ртуть, легкоплавкие металлы — натрий, калий и их сплавы. Установки с металлическими теплоносителями крайне опасны, так как даже незначительные утечки паров вызывают тяжёлые отравления. 6. Нагревание электрическим током. С помощью электрического тока можно проводить нагревание в очень широком диапазоне температур, легко регулировать и точно поддерживать заданный температурный режим. Все электрические нагреватели просты по конструкции, компактны и удобны в обслуживании. Однако их применение сдерживается сравнительно высокой стоимостью затрачиваемой энергии. В зависимости от способа превращения электрической энергии в тепловую различают: нагревание электрическими сопротивлениями, индукционный нагрев, высокочастотный нагрев, нагревание электрической дугой.

Нагрев электрическими сопротивлениями позволяет достигать температур 1000-1100 °С, индукционный нагрев — нагрев до 400°С, при нагреве электрической дугой можно получить температуры до 3000°С.Для охлаждения до обыкновенных температур (+10 — +30°С) наиболее широко используют воду и воздух. Вода по сравнению с воздухом обладает большей теплоёмкостью, более высокими коэффициентами теплоотдачи и позволяет проводить охлаждение до более низких температур. Однако применение воды связано с её загрязнением. В связи с этим применяют использование воздушного охлаждения, несмотря на большую, чем при охлаждении водой, стоимость этих устройств и более высокие эксплуатационные затраты. Для экономии воды применяют оборотную воду.

ГЛАВА II. Энергетический менеджмент

2.1 Энергоэффективность нефтеперерабатывающих предприятий

Энергосбережение называют самым дешёвым видом топлива. Для того чтобы оценить правильность этого выражения, достаточно обратиться к статистике: в России потенциал энергосбережения, по разным оценкам, составляет от 35 до 45 % от всего объёма энергопотребления. В абсолютных цифрах это 350-460 млн. тонн условного топлива, треть из которых приходится именно на топливно-энергетический комплекс. Основные факторы, создающие такой резерв для повышения энергоэффективности, примерно одинаковы для российских предприятий, работающих во всех сферах производства: это устаревшее оборудование, далеко не самые эффективные технологии и отсутствие развитой культуры энергосбережения.

2.2 Международный стандарт в системе энергетического менеджмента

Мировой опыт показывает, что все указанные причины низкой энергоэффективности взаимосвязаны и повышение уровня энергоэффективности — задача не только для изобретателей и технологов, но и для менеджеров. Официально эта позиция была оформлена в 2008 году образованием в рамках Международной организации по стандартизации (ISO) Технического комитета ИСО/ТК 242 «Энергоменеджмент», секретариат которого действует под двойным председательством: Американского национального института стандартов (AmericanNationalStandardsInstitute) и Бразильской ассоциации по техническим нормам (AssociacaoBrasileiradeNormasTecnicas).Для гармонизации работы в этом направлении был принят международный стандарт ISO 50001:2011 «EnergyManagementSystems -RequirementswithguidanceforUse» и чуть позднее соответствующий ему российский национальный стандарт ГОСТ ИСО 50001-2012 «Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство к применению».

Стандарт обеспечивает учёт всех факторов, влияющих на энергоэффективность, которые могут быть измерены и на которые организация может влиять. Он позволяет предприятию «собрать в систему» весь набор методов, инструментов и процедур, нацеленных на энергосбережение, и создать организационные предпосылки для работы в этом направлении, нацеленной на постоянное улучшение.

Основная цель ISO 50001 заключается уже в самом внедрении системы энергоменеджмента, совместимой со стандартом, — отметил глава ИСО/ТК-242 Эдвин Пиньеро. — Сертифицирована ли она — это другой вопрос. Ясно, что сертификация ценна как независимая оценка, но ценность её для организации не столь велика по сравнению с наличием самой системы». Практика показывает, что потенциал повышения уровня энергоэффективности, которого можно достигнуть только за счёт внедрения системного подхода, может составить 2-3%, а в ряде случаев 5-10%, в зависимости от текущих стандартов эксплуатации оборудования и систем мониторинга. В Евросоюзе компании, внедрившие системы энергоменеджмента, достигли ежегодного снижения энергоёмкости на 2-3% по сравнению с 1%-ным снижением у компаний, проводящих энергосберегающие мероприятия без выстроенной программы. Строительством системы энергоменеджмента занимается сегодня и «Газпронефть».2.3. Система энергоменеджмента на предприятиях «Газпромнефть». Одним из первых документов компании в сфере энергоменеджмента стала Энергетическая политика, которая определяет цели и принципы внедрения и развития системы энергоменеджмента и повышения энергоэффективности. Базовым на старте строительства системы энергоменеджмента в компании стал сегмент переработки нефти. Для НПЗ разработана техническая политика, в которой прописан комплекс конкретных технических решений и рекомендаций по проектированию, эксплуатации и модернизации энергетических систем и оборудования, а также мероприятия по формированию программы энергосбережения, мониторинга и верификации величины экономии энергоресурсов. Руководящим корпоративным документом для внедрения системы стал стандарт «Ситемаэнергоменеджмента предприятий нефтепереработки БЛПС ОАО «Газпромнефть». По результатам анализа затрат за 2012 год энергозатраты занимают первое место среди всех затрат нефтеперерабатывающих заводов — это 20-26%.Понятно, что в условиях непрерывного роста тарифов естественных монополий, если не предпринимать никаких действий по повышению энергоэффективности производства, доля энергозатрат в переработке будет только возрастать. Соответственно будет расти и себестоимость продукции, а конкурентноспособность, напротив, снижаться. Внедрение системы энергоменеджмента в переработке компания начинает не с нуля. Отдельные её элементы уже действуют на заводах — например, система повышения производственной эффективности и снижения затрат, включающая направления энергоэффективности, работает с 2010 года. Для оценки эффективности энергопотребления НПЗ используется индекс энергоёмкости (ЕII) Solomon. Индекс энергоёмкости (EnergyIntensityIndex, ЕП) — показатель, сформированный на основе стандартного энергопотребления.

ЕII представляет собой отношение фактического энергопотребления к стандартному энергопотреблению предприятия. Однако ЕП даёт общую оценку энергоёмкости предприятия и отдельных установок. При этом он не позволяет принимать оперативные решения по оптимизации энергопотребления при изменении различных внешних факторов. Для проведения регрессионного анализа эффективности энергопотребления необходимо установить дополнительные индикаторы. Создание базовой линии энергопотребления и индикаторов энергоэффективности, которые позволяют реально оценить существующий уровень и изменения в энергопотреблении, — один из ключевых элементов стандарта ISO 50001:2011.В добыче также одна из основных затратных статей — энергообеспечение, а на первом месте потребление электроэнергии, поэтому и главный показатель энергоэффективности — удельный расход электроэнергии на тонну добычи жидкости. По нему «Газпромнефть» сегодня находится в России на высоком уровне, хотя ещё несколько лет назад была далеко от границ лучших практик: за последних три года удельный расход электроэнергии удалось снизить на 7,6%. Как и в переработке, элементы системы энергоменеджмента присутствуют в бизнес-процессах каждого из добывающих предприятий компании: реализуются программы энергоэффективности добычи нефти (ПЭДН), проводится факторный анализ причин отклонений в удельных расходах электроэнергии — уникальная для отечественной отрасли практика. В целом, база для создания и внедрения системы энергоменеджмента заложена, и существующие ПЭДНы будут развиваться в соответствующую комплексную программу.

Развивать систему энергоменеджмента «Газпромнефть» планирует в несколько этапов. Первый — создание единой методологической базы — уже пройден на уровне Корпоративного центра и сегмента переработки нефти. В результате этой работы также должны быть выстроены сквозные процессы, в периметр действия которых входят и Корпоративный центр, и добывающие предприятия. На втором этапе система внедряется на пилотных предприятиях, что позволяет оценить фактическую эффективность на производстве. Эти предприятия уже определены: «Газпромнефть-ОНПЗ» и «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз». Третьим этапом станет последовательное каскадирование СЭнМ на предприятия компании.Официальной оценкой внедрения системы энергоменеджмента должно стать получение сертификата соответствия требованиям международного стандарта ISO 50001:2011. Применение в России стандарта ISO 50001:2011 пока дело добровольное. Однако в Минэнерго РФ уже разрабатываются механизмы, как экономического стимулирования, так и жёсткого регламентирования процессов организации энергоэффективности. Но дело не только в административных рисках. Эффективность, в том числе энергетическая, даже в среднесрочной перспективе станет основным фактором конкурентоспособности на нефтяном рынке, а значит — вспоминать о «самом дешёвом топливе» необходимо уже сейчас.

ГЛАВА III. Экономия энергии на НПЗ

3.1 Пути уменьшения энергопотребления на ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ»

В 2013 году специалистами предприятия была проделана большая работа, позволившая существенно снизить энергозатраты. Была проведена реконструкция печей установки каталитического крекинга Г-43-107, включающая монтаж воздухоподогревателя и газоанализаторов кислорода и замену горелок. На наружную поверхность печей установок первичной переработки нефти ЭЛОУ-АВТ-6 и АВТ-3, а также установки гидроочистки дизельного топлива Л-24/5 и установки каталитического риформинга Л-35/11-300 нанесено теплоизоляционное покрытие. На установку стабилизации и вторичной перегонки бензина 22/4 установлен воздухоподогреватель. На установках ЭЛОУ-АВТ-6, Г-43-107, установке каталитического риформинга ЛЧ-35/11-1000, комбинированной установке сероочистки газов, регенерации раствора МЭА и получения элементарной серы установлены устройства частотного регулирования. Освещение технологических объектов переведено на энергосберегающие технологии.

На подстанциях, питающих такие объекты, как Г-43-107, химводоочистка, установка получения серы, установлены конденсаторные батареи на подстанциях. Прошла наладка гидравлического режима тепловых сетей. Увеличен возврат конденсата на ТЭЦ-22 по отношению к плановым показателям. К сожалению, ещё остаются нерешённые вопросы, которые пока препятствуют полномасштабной работе по повышению энергоэффективности на предприятии. Например, размытая ответственность специалистов разного уровня за эффективное управление энергоресурсами. Пока отсутствует единый подход к планированию мероприятий энергосбережения, а также оперативный контроль их реализации. Зачастую информация предоставляется с ошибками и несвоевременно. Это приводит к увеличению времени на принятие управленческих решений. Изучение МДК.01.01. «Ведение технологического процесса нефтепереработки», МДК.03.01 «Ремонт технологического оборудования», посещение ОАО «Газпромнефть-Московский НПЗ» натолкнули меня на тематику данной работы. Изучая междисциплинарные курсы по профессии, наблюдая за работой технологического оборудования, я считаю, что основными направлениями экономии теплоносителей в процессах нефтепереработки являются:

1. Проведение энергетического обследования (энергоаудита) завода

Разработка долгосрочной программы внедрения энергосберегающих технологий с учетом технических и финансовых возможностей предприятия.

3. Включение энергосберегающих мероприятий в разрабатываемый комплексный план технического развития завода с определением объемов финансирования и сроков проведения этих мероприятий.

4. Улучшение контроля за процессами, использование для этой цели вычислительной техники.

5. Повышение эффективности утилизации сбросной теплоты.

6. Увеличение КПД печи.

7. Усовершенствование тепловых насосов.

8. Использование «общеэнергетических» схем.

9. Использование низкопотенциальной сбросной теплоты для теплоснабжения.

10. Анализ фактических результатов и оценка экономической эффективности внедренных энергосберегающих мероприятий с целью корректировки общей программы энергосбережения.

Эти решения возможны при:

1. Подборе направления движения теплоносителей.

2. Применении воздушного охлаждения вместо водяного.

3. Использовании вторичных энергетических ресурсов.

4. Подборе соответствующих теплоносителей.

5. Увеличении поверхности теплообмена.

6. Использовании тепла дымовых газов (утилизация) и т. д.

Основной проблемой на пути решения вопросов энергосбережения является необходимость значительных инвестиций для проведения энергосберегающих мероприятий, которые требуют серьезного технико-экономического обоснования, выполненного организациями, специализирующимися в этой области. Самым первым шагом в решении этой проблемы является проведение обязательного по закону «Об энергосбережении» энергетического обследования предприятия. Очевидно, что капиталовложения будут велики, но и будет отдача (экономия энергоресурсов), а значит энергоэффективность на предприятиях нефтепереработки — основной фактор конкурентноспособности на нефтяном рынке

1. А. В. Сугак, В. К. Леонтьев, В. В. Туркин. Процессы и аппараты химической технологии. Учебное пособие для начального профессионального образования. М.:Издательский центр «Академия», 2005 — 224 с.

2. Д. А. Баранов, А. П. Кутепов. Процессы и аппараты. Учебник. М.: Издательский центр «Академия», 2004 — 304 с.

3. В. М. Лекае, А. В. Лекае. Процессы и аппараты химической промышленности. Учебник. М.: Издательство «Высшая школа», 1977 — 256 с.

4. В. П. Суханов. Переработка нефти. Учебник. М.: Издательство «Высшая школа», 1979 — 335 с.

5. Журнал «Сибирская нефть» № 8, октябрь 2013. ОАО «Газпромнефть». Издательство «Алмаз-Пресс».

Размещено на Allbest.ru

Энергосберегающие технологии автотранспорта нефти и газа

Энергосберегающие технологии – это комплекс решений и мер, которые направлены на уменьшение объема потерь энергии.

По статистическим данным доля энергозатрат в себестоимости продукции в Российской Федерации достигает 40 процентов. Основной причиной этого является эксплуатация устаревших машин, механизмов, инструментов и оборудования. Решение данной проблемы может решаться следующими способами:

1. Использование электроприводов.
2. Автоматизация производственных процессов.
3. Использование специальных материалов при изготовлении оборудования.

Доля автомобильного транспорта в транспортировке нефти, природного газа и нефтепродуктов составляет около 7 – 9%. Однако, несмотря на небольшой процент транспортировки нефти и газа автомобилями, автотранспорт играет важную роль в их доставке на небольшие расстояния или труднодоступные места. Экономия энергии на автомобильном транспорте может достигаться с помощью уменьшения веса машин. 75 процентов потери энергии на автотранспорте происходит из-за веса машин. Раньше уменьшение веса машин достигалось за счет использования алюминия и магния. Позже для изготовления автомобилей начали использовать сверхлегкая сталь, которая повышает эффективность и уменьшает потери энергии машин более, чем в два раза. В настоящее время для производства машин часто используют композитные материалы – углепластик и стекло, которые не уступают в прочности и теплостойкости марочной стали. Еще одним распространенным способом уменьшения потерь энергии на автомобильном транспорте является использование «зеленых шин». Эти шины состоят из специальных резин и протектора. Им свойственны пониженный объем выброса вредных веществ в окружающую среду, а также длительный срок службы. Также энергоэффективность автомобилей можно повысить с помощью внедрения систем ГЛОНАСС.

Энергосберегающие технологии в трубопроводном транспорте нефти и газа

Трубопровод – это сооружение из труб, которое предназначено для транспортировки сыпучих, газообразных или жидких веществ.

Доля трубопроводного транспорта составляет около 56 процентов при доставке природного газа, 41 процент при перемещении нефти и 4 % при транспортировке нефтепродуктов. Основными способами снижения потерь энергии на трубопроводном транспорте природного газа и нефти являются:

1. Оптимизация производственных режимов перекачки нефти или газа. Это достигается за счет качественного подбора и замены насосов, проведение регламентных работ, внедрение частотно-регулируемого привода.
2. Повышение эффективности очистки внутренней полости магистральных нефтегазопроводов. Данное мероприятие осуществляется с помощью прокачки горячей жидкости или пара. Подогрев в этом случае осуществляется с помощью агрегата для депарафинизации скважин и труб.
3. Своевременная чистка грязеуловителей.
4. Модернизация насосного парка трубопроводов.
5. Использование цифровых регуляторов возбуждения синхронных электродвигателей для увеличения коэффициента мощности нефте- и газоперекачивающих станций.
6. Внедрение систем автоматического контроля в процесс транспортировки нефти и природного газа.