Насколько энергоэффективны нефтяные трубопроводы?

Сбродова М. 1

Тарасенко А. 1

Чепур П. 11 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет»Работа посвящена разработке экспертной системы оценки энергоэффективности нефтепровода. Авторы в ходе своего исследования решили следующие задачи: определение исходных данных объекта анализа; разработка инструментария для сбора данных; анализ объекта в контексте цели СППР (система поддержки принятия решений); математическая модель и методика анализа данных; расчёт по предлагаемой методике и алгоритму; описание возможных вариантов и критериев принятия решений; подбор оптимизационной модели; разработка алгоритма принятия решений. На основании выполненных расчетов сделан вывод о том, что работа магистрального насоса при минимальных значениях, а подпорного насоса при максимальных значениях рабочего интервала является наиболее энергоэффективной схемой работы. Показано, что на эффективность работы МН (магистральные насосы) и МНА (магистральные насосные агрегаты) влияют различные факторы. В основном такие, как характеристики насосного оборудования, параметры режима работы МНА, свойства перекачиваемой нефти и т. Установлено, что для повышения эффективности использования электроэнергии необходимы следующие мероприятия: разработка ряда оптимальных режимов работ МНА, повышение КПД МНА до величин, коррелирующих с паспортными параметрами, а также мероприятия по осуществлению очистки внутренней поверхности трубопроводов, реализации работы МНА только на режимах, входящих в рабочий интервал, а также снижение общего количества пусков и остановок МНА. Оптимальным, по данным технического анализа, значением потребляемой мощности для насоса типа МН 10000 – 210 является 5,45 МВт. Работу насоса с потребляемой мощностью от 4,88 МВт до 6,09 МВт можно считать энергоэффективной. Наиболее оптимальным значением потребляемой мощности для насоса типа НПВ 3600 – 90 является 886390 Вт (0,88 МВт). Таким образом, работу насоса с потребляемой мощностью от 465650 Вт (0,47 МВт) до 140581 Вт (1,41 МВт) можно считать энергоэффективной. Ревазов А. , Ревазов А. Проектирование, управление и организация строительства объектов магистрального трубопроводного транспорта нефти и газа. : ЦентрЛитНефтеГаз, 2015. 246 с. Revazov A. , Revazov A. Design, management and organization of construction of oil and gas pipeline facilities. : TsentrLitNеfteGaz, 2015. 246 p. (in Russian). Tarasenko A. , Chepur P. , Gruchenkova A. Study of deformations in a large-capacity oil zones in inhomogeneity zones // MATEC Web of Conferences 2016. 01025. DOI: 10. 1051/matecconf/20167301025. ГОСТ Р 51541-99. Энергосбережение. Энергетическая эффективность. Состав показателей. Общие положения. : Госстандарт России, 2000. 8 с. РД-91. 140. 50-КТН-043-11. Методика расчёта расхода электроэнергии в трубопроводном транспорте нефти. , 2011. Zemsky K. Transients in pumping stations operating in a cascade under the «pump-to-pump» scheme. Thesis for the degree of candidate of technical sciences. Moscow, 2000. 119 p. (in Russian). Кричке В. , Кричке В. , Громан А. Новая эпоха в управлении насосно-трубопроводными комплексами // Современные наукоемкие технологии. 2009. № 1. 20–23. Krichke V. , Krichke V. , Groman A. New era in the management of pump-pipeline complexes // Modern high technologies. 2009. № 1. 20–23 (in Russian).

Возникновение экспертных систем связано со значительными практическими результатами в применении и развитии методов искусственного интеллекта, машинного обучения. В их основе лежит совокупность научных дисциплин, посвященных изучению методов решения задач инновационного, интеллектуального и творческого характера с применением ЭВМ.

Создание искусственного интеллекта (ИИ) началось более чем сорок лет назад. Изначально рассматривался ряд весьма сложных задач, которые и по настоящее время являются предметом серьезных исследований. В этой предметной области стоят следующие задачи: машинный перевод, распознавание изображений и анализ сцен, алгоритмизация роботов, автоматические доказательства теорем, стратегии игр.

Экспертная система – это широкий перечень программ, задача которых – выполнять функции эксперта при решении задач заданной предметной области. Экспертные системы, как правило, выдают рекомендации, проводят анализ, дают консультации, способствуют установлению диагноза. Применение экспертных систем на предприятиях, с практической точки зрения, способствует эффективности работы и повышению квалификации специалистов.

Цель исследования: разработка экспертной системы оценки энергоэффективности нефтепровода.

Основными задачами, поставленными в исследовании, являются:

– определение исходных данных объекта анализа;

– разработка инструментария для сбора данных;

– анализ объекта в контексте цели СППР;

– математическая модель и методика анализа данных;

– расчёт по предлагаемой методике и алгоритму;

– описание возможных вариантов и критериев принятия решений;

– подбор оптимизационной модели;

– алгоритм принятия решений.

Материалы и методы исследования

В настоящее время существует множество систем, датчиков, инструментов и прочих приспособлений для сбора данных, а также большое количество компьютерных программ, для обработки массивов информации и оформления их в необходимую базу данных.

В настоящей работе в качестве инструмента для сбора базы данных выбран наиболее простой способ – наблюдение и составление базы данных вручную оператором технологического оборудования.

Учитывая, что существует большое количество возможных режимов эксплуатации нефтепроводов, использовать необходимо именно те, которые обеспечивают наименьшие удельные затраты электроэнергии на перекачку 1 т нефти.

В связи с этим предлагается разработанная авторами экспертная система оценки энергоэффективности нефтепровода.

Результаты исследования и их обсуждение

где W – потребление энергии на перекачку заданного объёма нефти, Дж;

g – ускорение свободного падения, м/с2;

Hi – напор насосного агрегата, м;

k – кол-во насосных агрегатов;

η – коэфф. полезного действия насосного агрегата;

G – плановый объём нефти, кг;

Ni – потр. мощность насосного агрегата, Вт.

Если брать во внимание первую часть формулы (1), то необходимо найти потребляемую мощность насосного агрегата:

где Nпол – полезная мощность, Вт;

η – КПД насосного агрегата.

Полезная мощность находится по формуле

где Q – производительность насоса, м3/с.

В качестве основного оборудования выбраны:

– Магистральный насос МН 10000-210, D2 = 495 мм (рис.

Оптимальная производительность Qопт = 9600 м3/ч (2,67 м3/с).

Рис. Характеристика основного насоса МН 10000-210

Рис. Характеристика основного насоса НПВ 3600-90

Оптимальный напор Нопт = 220 м.

Режим работы насоса считается рациональным при отклонении КПД от оптимального значения в пределах 7 %. КПД на границах рабочего интервала равен 83 %.

Рабочий интервал насоса принимается Qмин = 7000 м3/ч (1,94 м3/с), Qмакс = 12800 м3/ч (3,56 м3/с).

В пределах рабочего интервала насоса напор Н изменяется от 250 до 170 м.

– Подпорный насос НПВ 3600-90, D2 = 610 мм (рис.

Оптимальная производительность Qопт = 3250 м3/ч (0,9 м3/с).

Оптимальный напор Нопт = 100 м.

Рабочий интервал насоса принимается Qмин = 2300 м3/ч (0,64 м3/с), Qмакс = 4300 м3/ч (1,19 м3/с).

В пределах рабочего интервала насоса напор Н изменяется от 110 до 68 м.

Плотность перекачиваемой нефти ρ = 851,6 кг/м3.

Ускорение свободного падения g = 9,81 м/с2.

Плановый объем перекачки нефти G = 100000 м3.

Зависимость общего КПД от подачи принято изображать в виде графика (рис.

При максимальном КПД насос имеет оптимальную подачу и наиболее эффективно использует потребляемую энергию.

Рис. Зависимость общего КПД от подачи

На практике сложно эксплуатировать насос при оптимальной подаче, поэтому выделяют рабочий интервал. Режим работы насоса считается рациональным, если его подача попадает в этот интервал.

Рис. Алгоритм анализа и выбора наиболее энергоэффективного режима работы насосного оборудования

Изображая напорную характеристику насоса, можно выделить участок, соответствующий наиболее подходящим для данного насоса значениям напора (рис. 4, б).

Подставив оптимальные значения для МН 10000-210 в формулы (2) и (3), получаем следующее:

= 5446947 Вт = 5,45 МВт.

Так же подставляем значения переменных, находящиеся на границах «рабочего интервала»:

= 4876693 Вт = 4,88 МВт;

= 6085308 Вт = 6,09 МВт.

Для НПВ 3600-90:

= 886388 Вт = 886,39 кВт;

= 754019 Вт = 754,02 кВт;

= 866694 Вт = 886,7 кВт.

Для оценки энергоэффективности рассмотрим три варианта работы насосных агрегатов.

В первом случае магистральный и подпорный насос работают при оптимальных значениях, тогда, подставив значения в формулу (1), получим

W1 = (5446947 + 886388)×100000 = 633333500000 Дж = 633333,5 МДж.

Во втором случае магистральный насос работает при минимальных значениях рабочего интервала, а подпорный – при максимальных значениях рабочего интервала:

W2 = (4876693 + 866694)×100000=574338700000 Дж = 574338,7 МДж.

В третьем случае магистральный насос работает при максимальных значениях рабочего интервала, а подпорный – при минимальных значениях рабочего интервала:

W3 = (6085308 + 754019)×100000 = 683932700000 Дж = 683932,7 МДж.

На основании вышеизложенных расчетов можно сделать вывод, что работа магистрального насоса при минимальных значениях, а подпорного насоса при максимальных значениях рабочего интервала является наиболее энергоэффективной схемой работы.

Анализ показал, что на эффективность работы МН и МНА влияют различные факторы. В основном такие, как характеристики насосного оборудования, параметры режима работы МНА, свойства перекачиваемой нефти и т.

Для повышения эффективности использования электроэнергии необходимы следующие мероприятия: разработка ряда оптимальных режимов работ МНА, повышение КПД МНА до паспортных параметров, а также мероприятия по очистке внутренней поверхности трубопроводов, уменьшение пусков и остановок МНА, работы МНА только на режимах, входящих в рабочий интервал.

Оптимальным значением потребляемой мощности для насоса МН 10000 – 210 является 5,45 МВт. Так же отклонения от данного значения «–0,57 МВт» и «+0,64 МВт» являются нормальными. Работу насоса с потребляемой мощностью от 4,88 МВт до 6,09 МВт можно считать энергоэффективной.

Оптимальным значением потребляемой мощности для насоса НПВ 3600 – 90 является 886,39 кВт (0,88 МВт). Так же отклонения от данного значения «–420,74 кВт (0,42 МВт)» и «+519,42 кВт (0,52 МВт)» являются нормальными. Работу насоса с потребляемой мощностью от 465,65 кВт (0,47 МВт) до 1405,81 кВт (1,41 МВт) можно считать энергоэффективной.

Библиографическая ссылка

Предлагаем вашему вниманию журналы, издающиеся в издательстве «Академия Естествознания»(Высокий импакт-фактор РИНЦ, тематика журналов охватывает все научные направления)

Настепанин П. , Евтух К. , Чужинов Е. , Бархатов А. Особенности применения противотурбулентной присадки на магистральных нефтепроводах, оснащенных САРД на базе МНА с ЧРП // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2013. — № 3. — С. 12-17.

Бархатов А. , Настепанин П. Противотурбулентная присадка как один из способов снижения капитальных и эксплуатационных затрат // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. — 2014. — № 3. — С. 18-26.

Алиев Р. , Белоусов В. , Немудров А. и др. Трубопроводный транспорт нефти и газа. — М. : Недра, 1988. — 235 с.

ОР-75. 180. 00-КТН-018-10. Очистка магистральных нефтепроводов от асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ). — Москва, 2010. — 96 с.

Лисин Ю. Разработка инновационных технологий обеспечения надежности магистрального нефтепроводного транспорта. Дисс. докт. техн. наук. — Уфа, 2013. — 426 c.

ISO 50001:2011 Energy management systems — Requirements with guidance for use. Switzerland, 2011. 17 pp.

Энергетическая политика ОАО «АК «Транснефть» // Трубопроводный транспорт нефти. — 2012. — № 9. — С.

Задачи повышения энергетической эффективности нефтепроводного транспорта

• Для разработки методов повышения энергоэффективности проведены анализ и объективная оценка мероприятий и
исследований. 1 Оптимальное планирование и управление режимами работы магистральных нефтепроводов
• Критерием планирования потребления электрической энергии при формировании заявки на год в ПАО
«Транснефть» является соответствие технологических режимов перекачки нефти критерию минимальных удельных
затрат на электроэнергию из всех расчетов на данную пропускную способность. • Исходя из планового грузооборота, Компанией планируется равномерная поставка нефти, после чего производится
расчет технологических режимов перекачки нефти в интервале от минимальной производительности нефтепровода
до максимальной пропускной способности нефтепровода. Далее проводится оценка ряда режимов работы
нефтепроводов с одинаковой производительностью, среди которых выбираются режимы с минимальным
потреблением электроэнергии. • План-график работы магистральных нефтепроводов на год, месяц разрабатывается на основе включенных в
утвержденную главным инженером ОСТ карту технологических режимов работы магистрального нефтепровода, с
учетом плана остановок и работы нефтепроводов со снижением режимов, а также работ, требующих изменения
режимов работы нефтепроводов или снижения пропускной способности сроком на 1 час и более. Разработанный с
учетом корректировки посуточный план-график с почасовой разбивкой является плановым заданием на месяц. • Анализ практики планирования, управления и контроля режимов работы МН ПАО «Транснефть» сделал выводы, что
ключевыми звеньями, влияющими на энергоэффективность работы МН, являются:
— уровень совершенства метода составления план-графика работы МН, необходимость его выполнения;
— карта технологических режимов работы МН на год (или на месяц) разрабатывается исходя из существующей
расстановки МНА на НПС.

2 Использование сменных роторов и обточки колес

• В соответствии с правилами технической эксплуатации
магистральных нефтепроводов осуществлялись требования,
что оптимальные режимы в условиях недогрузки должны
обеспечиваться использованием сменных роторов
магистральных насосов, заменой действующих насосов на
типоразмеры меньшей производительности. • С целью увеличения числа оптимальных гидравлических
режимов работы МН в начале 2000-х годов в ОСТ Компании
была проведена работа по оптимальному выбору сменных
роторов и обточенных колес. Оптимизация была проведена
для того, чтобы энергетические показателитехнологических
режимов работы ТУ совпали с показателями линии
оптимальных режимов. Тогда для выполнения ПГДН
возможно использовать режимы без дросселирования,
снизить удельный расход электроэнергии. • Отсутствие критериев снижения энергопотребления при
проведении указанных работ вызывало значительные
потери энергии и финансовые затраты.

3 Выбор метода расчета эффективности работы магистрального нефтепровода и магистральных насосных агрегатов

• В ходе исследований проведен сравнительный анализ межгосударственных стандартов
национальных стандартов и др. нормативных и технических документов. • Для повышения эффективности работы МН и МНА решаются оптимизационные задачи работы
технологических участков МН с целью снижения энергопотребления и затрат при эксплуатации МН и
МНА. • Анализ литературы показал, что существуют различные виды целевых функций для оптимизации
режимов работы МН и МНА,
энергетические критерии, объем электроэнергии, мощность электрической энергии, удельное
энергопотребления, затраты на энергопотребление, общие затраты на перекачку, КПД насосных
агрегатов, КПД НПС, минимальное количество переключений с режима на режим (шт), минимальное
отклонение от месячного плана потребления электроэнергии по энергосистемам, рассчитанного на
текущий год (бюджетного плана) и т. • Распространенным является критерий снижения энергопотребления. В рамках оптимизации работы МН и МНА при оценки ее эффективности
могут быть выявлены различные неэффективные режимы работы МН и МНА с точки зрения
энергопотребления. При отсутствии насосных агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора
насоса эксплуатация нефтепровода может происходить при различных режимах, смена которых
происходит дискретно при изменении вариантов включения в работу насосов и перекачивающих
станций. При этом возникает задача выбора наиболее целесообразных режимов, соответствующих
наименьшим затратам электроэнергии на перекачку. • В зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода из ряда оптимальных режимов должны
выбираться те, которые обеспечивали бы выполнение планового объема транспортной работы за
фондовое время. Для каждого
режима работы нефтепровода определяются удельные затраты электроэнергии.

• Алгоритм поиска рационального режима нефтепровода при заданном плане перекачки:
1) задание характеристик перекачиваемой нефти, параметров линейной части, числа и характеристик
установленных насосных агрегатов на каждой перекачивающей станции;
2) задание ограничений на работу насосных агрегатов по давлениям и
максимальной мощности электродвигателей;
3) задание карты работы насосных агрегатов с указанием числа и типа
работающих агрегатов на каждой перекачивающей станции;
4) определение производительности трубопровода на каждом режиме с
проверкой по всем технологическим ограничениям и выявлением перевальных точек по всем линейным
участкам;
5) выбираются режимы, которые обладают наименьшими удельными затратами и располагаются в узлах
огибающей кусочно-выпуклой кривой;
6) исходя из плана перекачки, выявляются два режима для циклической перекачки, определяются время
работы на каждом режиме и удельные затраты энергии. При расчете нормы потребления предлагается учитывать:
— энергетические характеристики и режимы работы насосных агрегатов
перекачивающих станций на планируемых режимах перекачки;
— режимы работы нефтепроводов в плановом периоде;
— характеристики нефтепроводов;
— физико-химические свойства нефти;
— планируемый объем перекачки. Приведенная методика планирует потребление электроэнергии с учетом фактического КПД насосного
оборудования, характеристик линейной части МН (лупингов, параллельных ниток), изменений свойств
перекачиваемой нефти, отличия расчетных потерь на МН от фактических.

• Структура потребления электроэнергии на МН:
1. Минимально необходимый расход (на расчетно-оптимальном режиме). Расчетно-оптимальный режим – стационарный режим для существующего типа оборудования с
расчетными характеристиками, удовлетворяющий критерию минимальных затрат электроэнергии для
определенного объема перекачки и входящий в ряд оптимальных технологических режимов. Расход на циклическую работу МН, связанную с периодической остановкой перекачки. Расход, связанный с режимными затратами. Расход, обусловленный отклонением фактических характеристик МНА от паспортных (каталожных). Расход, связанный с неравномерностью работы, в связи с проведением ремонтных работ. Расход, связанный с технологическими затратами. Указанный способ позволяет оценивать эффективность работы МН и МНА и выявлять неэффективные
режимы работы МН и МНА, применение которых нежелательно. В соответствии с этой методикой предлагается вычислять указанные
составляющие в фактическом энергопотреблении МН, на их основании оценивать энергоэффективность
работы МН и определять пути ее повышения. При этом первая составляющая структуры
энергопотребления является величиной, которой
фактическое энергопотребление будет равно в идеальном случае. Величина
остальных компонент характеризует отклонение фактического потребления от идеальной работы МН.

Оценка увеличения межремонтного интервала трубопровода вследствие использования ЧРП

• Применение ЧРП исключает циклическую перекачку и снижает перепады давления. При этом снижается скорость
развития дефектов в теле трубы и уменьшается число дефектов, требующих ремонта. • Прогнозируемая годовая цикличность определяется как наибольшее значение приведенной цикличности
нагружения за последние 3 года работы на всем участке между соседними резервуарными парками. • Срок безопасной эксплуатации– период работы трубопровода, в течение которого гарантируется его безотказная
работа при разрешенном (допустимом) рабочем давлении, нормативных внутренних и внешних воздействиях и
устранении дефектов, выявленных по результатам технического диагностирования. • При оценке влияния ЧРП на увеличение предельного срока безопасной эксплуатации и межремонтного интервала
срок безопасной эксплуатации трубопровода необходимо определять на конец исследуемого года для двух
случаев. Если трубопровод эксплуатируется без использования ЧРП, то срок безопасной эксплуатации определяется
по формуле, где вместо прогнозируемого значения цикличности нагружения подставляется фактическое значение
цикличности нагружения NФ при работе трубопровода в течение
исследуемого года без использования ЧРП, принимаемое по исходным данными/или определяемое по сведениям
о СРР. Обозначим срок безопасной эксплуатации для этого случая через ТА.

• Если трубопровод эксплуатируется с использованием ЧРП, то в качестве прогнозируемой годовой
цикличности нагружения участка МН Ng должна быть принята фактическая цикличность нагружения
NЧРП, определенная по методике для работы МН с использованием ЧРП. • Фактическая цикличность нагружения принимается равной приведенной годовой цикличности
нагружения за соответствующий период. Таким образом, количество ремонтов по устранению дефектов
участка трубопровода между соседними станциями в год уменьшается пропорционально коэффициенту
снижения цикличности нагружения. • Уменьшение количества дефектов, подлежащих ремонту, должно определяться с учетом информации о
параметрах фактически имеющихся дефектов и их развития во времени под влиянием цикличности
нагружения. Для точного расчета и/или рассмотрения полного перечня дефектов трубопровода требуется
определение точной величины уменьшения количества дефектов, подлежащих ремонту, которое
должно определяться с учетом информации о параметрах фактически имеющихся дефектов и их
развитии во времени под влиянием цикличности нагружения. Для этого применяем методику, разработанную 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. • Так как коэффициент снижения цикличности нагружения определяется отдельно для каждого участка
трубопровода между соседними станциями, то снижение затрат на ремонт трубопровода также должно
определяться отдельно для каждого участка между соседними станциями.

Оценка экономической эффективности применения ЧРП

• Усовершенствованная методика оценки экономической эффективности
применения ЧРП магистральных насосов на НПС позволяет оценивать
экономическую эффективность (срок окупаемости) применения ЧРП путем
упрощенного экономического расчета экономии затрат на оплату электроэнергии с учетом изменения
продолжительности межремонтных циклов трубопровода на основании данных о цикличности
нагружения и изменения межремонтных сроков и сроков службы электродвигателей. • Разработанные алгоритмы по определению изменения продолжительности межремонтных циклов
трубопровода на основании данных о цикличности нагружения и определения снижения затрат на
проведение текущих и капитальных ремонтов ЭД при использовании ЧРП (экономия затрат на
проведение текущих ремонтов) представлены далее. • Критерием выбора применения ЧРП для системы нефтепроводов ПАО «Транснефть» является условие
гарантийной работы электроники ЧРП. Выводится лучший вариант расстановки ЧРП по агрегатам и НПС с точки зрения минимальности этого
самого срока окупаемости. • Методика прошла многовариантную апробацию для расчета различных нефтепроводов. В качестве
примера расчета представлены результаты расчетов по методики на примере двух технологических
участков (ТУ) магистральных нефтепроводов, эксплуатируемых в настоящее время без использования
ЧРП: ТУ «Бердяуш – Нурлино» АО «Транснефть-Урал» МН «НКК» и ТУ «Торгили – Чаши» АО «ТранснефтьСибирь» МН «УБКУА».

• Исходными данными, необходимыми для выполнения расчетов, являются: карта
технологических режимов; данные по соблюдению режимов работы (СРР); параметры
трубопровода (фактический диаметр по участкам, шероховатость); сжатый профиль
трассы трубопровода; типы и основные параметры ЭД (номинальная мощность,
номинальное напряжение, КПД, коэффициент мощности); паспортные данные НА (с
указанием фактических диаметров роторов НА; фактического КПД насоса при
номинальной подаче); фактические характеристики насосов (графические зависимости
напора и КПД от подачи); тарифы на электроэнергию и мощность; затраты на
обслуживание преобразователей частоты и затраты на работы, связанные с
проектированием, монтажом, наладкой ПЧ на НПС; затраты на один текущий ремонт
электродвигателя, на один капитальный ремонт электродвигателя (или затраты на
ремонт обмотки статора); данные об уменьшении количества дефектов, подлежащих
ремонту вследствие снижения цикличности нагружения;число отремонтированных
дефектов на участках между соседними станциями технологического участка и стоимость
ремонтов за исследуемый год.

• Расчеты, выполненные для двух технологических участков, показали, что все три
составляющие снижения затрат: снижение затрат на оплату электроэнергии, на ремонт
электродвигателей и на ремонт трубы соизмеримы. Не учет любого из них приводит к
существенному увеличению расчетного срока окупаемости использования ЧРП. • Разработан программный комплекс для комплексной оценки эффективности
использования частотно-регулируемого электропривода на нефтеперекачивающей
станции технологического участка, внедряемый в системе нефтепроводов. • Объектом автоматизации являются выполнение расчетов хранение, обработка
результатов расчетов и выдача отчетных документов по оценке эффективности
использования ЧРП и гидромуфт на НПС технологических участков МТ по методике РД29. 160. 30-КТН-071-15 «Магистральный трубопроводный транспорт нефти и
нефтепродуктов. • Методика оценки эффективности применения частотно-регулируемого электропривода
на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть» с учетом
дополнительных требований к исходным данным: учет стоимости ЧРП, эксплуатационных
затрат, стоимости строительно-монтажных и пуско-наладочных работ, затрат на ремонты
по устранению дефектов трубопровода, по учету места выполнения плановых ремонтных
работ и максимально допустимого давления в месте выполнения ремонтных работ.

Критерием оптимизационных расчетов является минимум срока окупаемости всех ЧРП технологического участка. Оптимизация
производится методом перебора вариантов, путем варьирования числа и места расположения ЧРП на НПС технологического участка с
выполнением расчетов для каждого варианта. При оптимизационных расчетах по уточнению числа и мест установки ЧРП следует рассматривать следующие варианты:
— снижение общего числа ЧРП, выбранных на первом этапе;
— одновременная установка ЧРП на всех или части НПС, которые были выбраны на первом этапе. Достоинством установки ЧРП на НПС, которые были выбраны на первом этапе, является возможность до минимума снизить число
включений НА и цикличность нагружения;
— установка одного или нескольких ЧРП только на головной НПС. Достоинством установки ЧРП на головной НПС является возможность работы технологического участка МН на режимах с
производительностью от
минимальной, обеспечиваемой при работе с одним ПНА, до величины,
обеспечиваемой одним ПНА и одним МНА на головной НПС;
— установка ЧРП на головной и промежуточных НПС. Достоинством
установки ЧРП на промежуточных НПС является возможность обеспечивать работу технологического участка МН при меньших
давлениях в трубопроводе. При установке ЧРП на головной и промежуточных НПС необходимо учитывать сбросы/подкачки и величины их изменения. При
наличии сбросов/подкачек на технологическом участке МН ЧРП следует устанавливать до сброса и/или после подкачки. При расположении подкачки на последнем перегоне между промежуточной НПС и конечным пунктом рассматривается вариант
установки ЧРП на НПС, расположенной до места подкачки. При определении числа ЧРП на НПС следует учитывать, что увеличение
числа НА с ЧРП может повысить КПД НА при
изменении частоты вращения, однако при этом возрастают суммарные затраты на ЧРП. Последовательность оптимизационных расчетов зависит от результатов расчетов на первом этапе и может отличаться на разных
технологических участках. В общем случае, при оптимизации уменьшается общее число требуемых ЧРП и принимается одновременная
работа НА с ЧРП на разных НПС. После этого проверяются варианты установки одного или нескольких ЧРП только на головной НПС и варианты одновременной
установки ЧРП на головной и промежуточных НПС, если таких варианты не были рассмотрены ранее.

От многих этих проблем можно уйти при непрерывной равномерной работе нефтепровода в течение продолжительных промежутков времени.

При равномерной поставке используется для работы минимум насосного оборудования, отсутствует цикличность нагружения трубы, насосы работают на пониженной производительности и, соответственно, потребляют меньше энергии, давление в трубопроводе также может быть понижено. Для перекачки требуемого объема требуется меньшее число насосных агрегатов, часто даже промежуточные насосные станции могут быть выведены из эксплуатации. Контроль длительного стационарного режима осуществлять значительно проще. Главным недостатком такой работы на пониженной производительности является то, что мощное насосное оборудование используется на сниженных режимах и имеет при этом пониженный КПД. Для повышения КПД насосов строить специальные станции или ставить насосы, рассчитанные на меньшую производительность не всегда целесообразно ввиду их высокой стоимости и увеличения эксплуатационных расходов, которые превышают эффект, получаемый от повышения КПД. Тем не менее, на многих нефтеперекачивающих станциях в период становления и развития нефтепроводов устанавливалось оборудование разных типоразмеров и мощности. В процессе перекачки могут одновременно использоваться разные насосы, соединенные гидравлически последовательно или параллельно с отличающимися друг от друга характеристиками. Задачей предприятия является получение максимальной отдачи от имеющегося и используемого насосного оборудования путем стремления к повышению КПД при минимальном расходе электроэнергии и требуемых объемах и графиках поставки нефти.

И вот здесь возникает некоторое противоречие, что важнее высокий КПД при работе насосов или минимальное энергопотребление на перекачку требуемого объема нефти за заданный период времени.

Казалось бы, что режимы при максимальных значениях КПД должны приводить к лучшим показателям эффективности. Посмотрим, так ли это на самом деле.

Обобщенный показатель представляет собой отношение требуемой гидравлической мощности для прокачки участка нефтепровода к подводимой мощности всех используемых в перекачке магистральных насосных агрегатов.

В случае неравномерной поставки нефти предлагается использовать обобщенный показатель эффективности использования насосного оборудования при неравномерной поставке нефти за определенный период времени, представляющий собой отношение суммарной величины требуемой полезной гидравлической энергии всех используемых за период рассмотрения режимов работы нефтепровода, с учетом времени их работы, к суммарному электропотреблению примененных комбинаций включения насосных агрегатов. Данный обобщенный показатель определяет осредненный показатель эффективности использования насосного оборудования за рассматриваемый период (сутки, неделю, декаду, месяц, квартал, год) (формула 2). Чтобы пояснить, как применять эти показатели, для участка нефтепровода были рассчитаны рабочие технологические режимы и определены показатели эффективности использования насосного оборудования, удельные показатели энергопотребления, электрические мощности в зависимости от объемов поставки, стоимостные показатели приобретения электроэнергии. Проведен анализ полученных зависимостей. На рисунке 1 представлены рабочие точки обобщенного показателя эффективности использования насосного оборудования технологического участка магистрального нефтепровода для различных режимов перекачки с разными комбинациями включения насосов. Зеленая линия показывает тенденцию к снижению величины обобщенного КПД насосного оборудования при уменьшении производительности трубопровода. Точки с большими значениями обобщенного КПД характеризуют более эффективные режимы при данной производительности. Рисунок позволяет спрогнозировать эффективность работы насосов и выбрать лучшие режимы для каждой производительности трубопровода. Квадратные точки характеризуют обобщенный показатель КПД насосного оборудования при работе несколькими режимами за месяц при неравномерной поставке. Высокие значения обобщенного КПД квадратных точек за рассмотренный период (месяц) обусловлены неравномерной и цикличной работой нефтепровода на режимах повышенной производительности с более высокими значениями КПД. Казалось бы, что этот показатель превосходит значения показателей отдельных режимов, обеспечивающих требуемый объем поставки при равномерной работе, и обеспечивает более высокую эффективность эксплуатации насосного оборудования.

Статья «Погоня за КПД или экономия электроэнергии» опубликована в журнале «Neftegaz. RU» (№12, Декабрь 2021)

АО «Транснефть — Прикамье» завершило комплекс плановых работ на производственных объектах в Республике Татарстан и Самарской области. Цель — повышение надежности и энергоэффективности производственного процесса, а также обеспечение бесперебойного функционирования инфраструктуры.

На период выполнения работ транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам (МН) Альметьевск — Калейкино, Набережные Челны — Альметьевск, Калтасы — Куйбышев и Альметьевск —Куйбышев-1 планово останавливалась на 72 часа.

На площадочных объектах и линейной части трубопроводов специалисты устранили дефекты, выполнили ремонт и замену запорной арматуры. Ликвидированы сварные присоединения, препятствовавшие пропуску диагностических приборов. Своевременные ремонтные мероприятия позволят продлить эксплуатационный ресурс оборудования. Кроме того, выполнено технологическое подключение реконструированного подводного перехода МН Калтасы — Куйбышев через р. Малый протяженностью около 1 км. Строительство велось в течение 2022 года.

Перед подключением с целью контроля качества выполненных сварочно-монтажных работ специалисты проверили изоляцию участков МН методом катодной поляризации. Проведен полный комплекс гидравлических испытаний и внутритрубную диагностику. Технические мероприятия реализованы с учетом всех требований природоохранного законодательства и неукоснительным соблюдением правил промышленной безопасности.

В настоящее время транспортировка нефти по магистральным нефтепроводам возобновлена и производится согласно графику, трубопроводы функционируют в штатном режиме.

Профессия Специалист по энергоэффективности и энергосбережению в России


Специалист по энергоэффективности и энергосбережению занимается разработкой и реализацией мероприятий, направленных на снижение потребления энергоресурсов, на их рациональное и эффективное использование. Он анализирует производственные процессы, выявляет случаи неэффективных затрат, планирует и выполняет работы, связанные со снижением энергозатрат в промышленности, жилищно-коммунальной сфере. Специалист владеет теоретическими знаниями и практическим инструментарием, позволяющими снижать неэффективное использование энергоресурсов, устранять технические причины и предпосылки к излишнему расходованию энергоносителей.

О профессии Специалиста по энергоэффективности и энергосбережению

Начинающий: 25000 ⃏ в месяц

Опытный: 45000 ⃏ в месяц

Профессионал: 65000 ⃏ в месяц

* — информация по зарплатам приведна примерно исходя из вакансий на профилирующих сайтах. Зарплата в конкретном регионе или компании может отличаться от приведенных. На ваш доход сильно влияет то, как вы сможете применить себя в выбранной сфере деятельности. Не всегда доход ограничивается только тем, что вам предлагают вакансии на рынке труда.

Востребованность профессии

В настоящее время в области энергосбережения и энергоэффективности реализуется несколько государственных программ. Реализация таких мероприятий позволяет значительно снизить расходы на энергообеспечение, увеличить рентабельность предприятия или компании. В связи с этим существует высокий спрос на услуги специалиста по энергоэффективности и энергосбережению. Они могут быть штатными сотрудниками энергоёмких производств или работать с такими предприятиями в качестве свободного агента. Востребованность профессии высокая. В дальнейшем спрос на их услуги и знания будет лишь возрастать.

Для кого подходит профессия

Профессия требует знания технических нюансов в энергопользовании, а также наличия определённых организаторских способностей. Профессия подходит тем, кто:

• Склонен к изучению точных наук;
• Интересуется техникой, инженерным делом;
• Понимает важность сохранения окружающей среды;
• Может организовать и провести сложные работы;
• Умеет взаимодействовать с большим количеством людей, убедительно излагать свою позицию.

Карьера

Специалист по энергоэффективности и энергосбережению чаще всего является сотрудником крупного предприятия, энергоснабжающей организации или структуры и отвечает за экономию ресурсов. Часто это обособленная, специализированная компания, выполняющая расчёты и техническую часть работ по энергосбережению. Такие работы выполняются на договорной основе и носят характер коммерческо-партнёрских отношений. Можно занимать достаточно значимые должности, быть ведущим специалистом, инженерно-техническим работником, однако занятие высоких руководящих постов на предприятиях и в компаниях маловероятно. Есть возможность создать собственную компанию, разрабатывать и реализовывать проекты по энергосбережению в интересах крупных энергоёмких производств и предприятий ЖКХ.

Обязанности

В процессе реализации профессиональных функций специалист по энергоэффективности и энергосбережению отвечает за:

• Обследование зданий, сооружений производственных объектов с целью выявления излишних энергозатрат;
• Разработку проектов и планов по снижению энергопотерь;
• Применение приборов и инструментов, выявляющих потери энергии;
• Анализ производственных процессов, разработку рекомендаций по их корректировке для увеличения энергоэффективности;
• Обследование жилого и общественного фонда, расчет нормативного и сверхнормативного потребления энергоресурсов;
• Расчёт технико-экономических показателей при реализации мероприятий по энергосбережению;
• Изучение мирового опыта по увеличению энергоэффективности и энергосбережению;
• Разработку предложений по использованию современных изоляционных и теплосберегающих материалов;
• Проведение энергоаудита на предприятиях и в организациях;
• Выработку рекомендаций по установке приборов учёта и контроля потребления энергоресурсов;
• Консультационную и разъяснительную работу о необходимости снижения энергозатрат с энергопотребляющими компаниями .

Профессия больше подходит тем, кому нравятся следующие предметы в школе: математика биология

• Энергодиспетчер (диспетчер энергостанций/энергосистем)
• Инженер по релейной защите и автоматике
• Инженер по эксплуатации линейной части трубопроводов
• Инженер по электроприводу
• Инженер по электротехнологическим установкам
• Инженер по ядерной технике
• Защитник прав потребителей электроэнергии
• Электромонтажник по освещению и осветительным сетям

АО «Транснефть-Сибирь» повышает надежность производственных объектов

АО «Транснефть-Сибирь» провело комплекс плановых ремонтных работ на нефтеперекачивающих станциях и линейной части магистральных нефтепроводов (МН), расположенных на территории Тюменской области и Ханты-Мансийского автономного округа. Цель – повышение надежности и обеспечение безопасной эксплуатации производственных объектов.

Во время плановой остановки транспортировки нефти выполнена замена восьми единиц запорной арматуры на линейной части МН Усть-Балык – Курган – Уфа – Альметьевск, Холмогоры – Западный Сургут и нефтеперекачивающих станциях «Западный Сургут», «Бачкун-1», НПС-1 им. Чепурского. Установленные задвижки и обратные клапаны при эксплуатации отличаются высокой степенью надежности. Также проведена вырезка ненормативных приварных элементов на линейной части магистрального нефтепродуктопровода Тюмень – Юргамыш.

На нефтеперекачивающей станции «Шаим-2» проведены работы по подключению к технологическим трубопроводам нового подпорного насосного агрегата. Также к системе технологических трубопроводов подключен магистральный насосный агрегат на НПС «Торгили-1». Новое насосное оборудование характеризуется повышенной энергоэффективностью и улучшенными эксплуатационными характеристиками.

В плановых работах были задействованы более 200 человек, использовалось свыше 60 единиц спецтехники и оборудования.

Плановые мероприятия по повышению надежности объектов АО «Транснефть-Сибирь» проводились в строгом соответствии с нормативными документами ПАО «Транснефть» и законодательством РФ в области промышленной, пожарной и экологической безопасности.

Работа трубопроводов и нефтеперекачивающих станций возобновлена по графику в штатном режиме.

Библиографическое описание

Кратко рассмотрен метод повышения устойчивости трубопроводов посредством установки компенсаторов сейсмических воздействий, представлены схемы устройства компенсаторов, необходимые при проектировании трубопроводов.

Ключевые слова:

землетрясение, устойчивость, сейсмичность.

The method of increasing the stability of pipelines by installing seismic compensators is briefly considered, schemes for the device of compensators necessary for the design of pipelines are presented.

Keywords:

Earthquake, stability, seismicity.

При проектировании нефтепровода в зонах с сейсмической активностью или в грунтах с отличающимися свойствами рекомендуется предусмотреть компенсацию продольных деформаций.

Чтобы компенсировать продольные деформации нефтепровода применяют трапецеидальный компенсатор с конструктивным элементом, обеспечивающим прием распора от давления, находящегося внутри. Любой компенсатор должен обеспечить пропускную способность необходимую по проекту строительства и эксплуатации диагностических, разделительных и очистных устройств.

За участок, принимаемый компенсационным, можно принять поворот нефтепровода с учетом опускаемого радиуса кривизны при этом повороты нефтепровода необходимо выполнять надземно, устанавливая на опорах и рассчитывая компенсацию продольных деформаций (рисунок 1).

Рис. П, Г, Z-образные компенсаторы

При прокладке систем нефтепроводов с использованием компенсаторов различных типов нахождение оси их вылетов должно быть выше оси нефтепроводов.

Хомуты должны обеспечивать облегание тела трубы полностью с равномерным постоянным натяжением нефтепровода за весь срок его эксплуатации. Высота от уровня земли до нижнего основания составляет не менее 0,6 м и не более 4,6 м.

Рис. Конструктивное решение перехода подземного трубопровода в надземный (и наоборот) с Z-образным концевым компенсатором в наклонной плоскости для прокладки на косогорах и в сейсмических зонах

Схема, изображенная на рисунке 2, включает в себя:

2–надземный теплоизолированный трубопровод;

4–гнутый 5d отвод;

9–обкладка подземной части перехода мешками с песком;

10–грунтовая засыпка.

Рис. Конструктивное решение перехода подземного трубопровода в надземный с устройством трапецеидального пространственного компенсатора при соосной прокладке трубопроводов в горизонтальной плоскости

Схема, изображенная на рисунке 3, включает в себя:

1 — подземный трубопровод;

2 — надземный теплоизолированный трубопровод;

3 — трапецеидальный компенсатор пространственный;

4 — свободно-подвижная опора;

5 — продольно-подвижная опора;

6 — подсыпка, присыпка и засыпка песчаные.

• СНиП 2.05.06–85*. Магистральные трубопроводы.
• Чигиринов А. А., Габелая Г. Р., Андреева Е. В. Выбор технических решений по прокладке ВСТО на участках с опасными инженерно-геологическими процессами// Трубопроводный транспорт, 2007, № 4, с.104.

Основные термины (генерируются автоматически): подземный трубопровод, конструктивное решение перехода, надземный теплоизолированный трубопровод, поворот нефтепровода, трапецеидальный компенсатор.