Вся хвала принадлежит Аллаху, Который направил;pdf

 ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
№3(15) 2014
ПРОТИВОТУРБУЛЕНТНАЯ ПРИСАДКА
КАК ОДИН ИЗ СПОСОБОВ СНИЖЕНИЯ
КАПИТАЛЬНЫХ И ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ЗАТРАТ
ANTI-TURBULENT ADDITIVE AS ONE OF THE MEANS OF CAPITAL
AND MAINTENANCE COSTS CUTTING
УДК 532.542
А.Ф. Бархатов
инженер 1-й категории отдела математического
моделирования ОАО «Гипротрубопровод»,
г. Москва,
A.F. Barkhatov
1st Category Engineer
of the Mathematical Modeling Department,
OJSC «Giprotruboprovod»,
Moscow, Russian Federation
[email protected]
П.Е. Настепанин
начальник Управления
автоматизации трубопроводного
транспорта ОАО «Гипротрубопровод»,
г. Москва
P.E. Nastepanin
Head of the Pipeline Transport
Automation Management,
OJSC «Giprotruboprovod»,
Moscow, Russian Federation
[email protected]
Аннотация: Рассмотрены особенности применения
противотурбулентных присадок для решения следующих
задач трубопроводного транспорта:
• снижение энергопотребления на существующих
нефтепроводах и нефтепродуктопроводах;
• снижение капитальных затрат при расширении
пропускной способности существующих нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов;
• снижение капитальных затрат при проектировании
и строительстве новых нефтепроводов
и нефтепродуктопроводов.
Разработана экспресс-методика оценки
целесообразности использования присадки для снижения
энергопотребления перекачки на конкретном участке
трубопровода.
Abstract: The application features of anti-turbulent additives
aimed at the solution of the following pipeline transport
objectives are considered:
• energy saving on the existent oil and oil products pipelines;
• capital costs cutting at the extension of the pipeline transmission capacity of the existent oil and oil products pipelines;
• capital costs cutting at the designing and construction of oil
and oil products pipelines.
The express-technique of an expediency consideration of the
additive application is developed and aimed at energy saving
during oil delivery along the particular section of the pipeline.
Ключевые слова: ПТП, капитальные затраты,
эксплуатационные затраты, проектирование,
максимально допустимая стоимость ПТП.
Key words: anti-turbulent additive, capital costs, maintenance
costs, designing, the maximum allowable cost of anti-turbulent additive.
18
№3(15) 2014
С
OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES
овременные противотурбулентные присадки (ПТП)
представляют собой в основном раствор или суспензию
высокомолекулярного углеводородного полимера в растворителе (носителе). ПТП позволяют
уменьшить турбулентность в
пристеночной области, в результате чего уменьшается гидравлическое сопротивление линейной
части (ЛЧ) и, как следствие, потери напора на трение [1].
На магистральных нефтепроводах (МН)/магистральных нефтепродуктопроводах (МНПП)
применение ПТП возможно
для решения следующих задач [2].
На действующих МН/МНПП:
1) для увеличения пропускной способности МН/МНПП,
как альтернатива строительству дополнительных перекачивающих станций (ПС), лупингов, замены участков ЛЧ;
2) для снижения энергопотребления ПС и технологического
участка в целом при сохранении
прежней производительности
перекачки за счет:
• отключения одного насоса
на ПС;
• уменьшения частоты вращения ротора насоса;
• переключения на насос с
меньшим диаметром рабочего
колеса;
• отключения целой ПС с последующим ее выводом из эксплуатации;
3) для повышения эксплуатационной надежности трубопровода путем понижения рабочих
давлений на ЛЧ с сохранением
прежней производительности перекачки.
На проектируемых МН/МНПП:
1) для сокращения количества
промежуточных ПС при проектировании новых МН, обеспечивающих транспортировку нефти от
месторождений, характеризуемых высокой неравномерностью
объемов добычи;
2) для уменьшения диаметра
и толщины стенки трубы МН при
проектировании новых МН, перекачивающих нефть от месторождений.
В настоящее время, несмотря
на большое количество работ, посвященных ПТП [2–4] и их приме-
нению, данные вопросы рассмотрены не полностью.
В частности, в нормативном
документе [2] отсутствуют требования к использованию ПТП
при проектировании новых МН/
МНПП и методика оценки экономического эффекта от ее применения при проектировании. В
диссертационном исследовании
[3] основной упор делается на
применение ПТП для снижения
энергопотребления при перекачке нефти по действующим МН, дополнительные эффекты, достигаемые от применения ПТП, не
рассматриваются. Также не прорабатывался вопрос применения
ПТП в задачах проектирования. В
диссертации [4] рассмотрены вопросы применения ПТП для увеличения производительности и
снижения энергозатрат на существующих нефтепроводах. Однако при выполнении технико-экономического обоснования (ТЭО)
учтены не все составляющие
эксплуатационных затрат (заработная плата персонала, затраты
на техническое обслуживание и
ремонт ЛЧ, ПС и т.д.) и не рассмотрено применение ПТП в задачах
проектирования. В рамках настоящей работы данные вопросы будут проработаны более детально.
Цель настоящей работы – оценить возможность снижения капитальных и эксплуатационных
затрат ОАО «АК «Транснефть» за
счет применения ПТП при строительстве новых и эксплуатации
действующих МН/МНПП.
МН по их транспортным функциям можно классифицировать
следующим образом:
1) первый тип МН – неравномерно по годам перекачивающие
нефть от месторождений или
группы месторождений (например, МН Куюмба – Тайшет; трубопроводная система (ТС) Заполярье – Пурпе и т.д.);
2) второй тип МН – транзитные, перекачивающие нефть
между резервуарными парками
(РП) по ТС ОАО «АК «Транснефть».
В процессе проектирования
нового МН, как правило, предусматривается его поэтапное расширение до максимальной проектной
пропускной способности. Ввод ЛЧ,
ПС с РП и нескольких промежуточных ПС предусматривается на
OIL AND OIL PRODUCTS TRANSPORT
& STORAGE
первом этапе, а дальнейшее расширение МН на следующих этапах, как правило, осуществляется
путем ввода промежуточных ПС.
При этом изначальная расстановка всех станций, характеристики
ЛЧ (диаметр, толщина стенки)
и насосное оборудование определяются исходя из проектной
пропускной способности МН и не
учитывают характер изменения
объемов сдачи нефти в МН на сроке его эксплуатации.
Применение ПТП на проектируемых МН, перекачивающих
нефть от месторождений
Для МН, перекачивающих
нефть от месторождений, максимальная проектная производительность приходится на пик
добычи нефти на месторождении
(II стадия разработки месторождения) (рис. 1). Продолжительность данного периода в среднем
составляет 3–5 лет (10–12,5 %
от времени разработки месторождения). Для обеспечения
перекачки по МН максимального (пикового) объема нефти ОАО
«АК «Транснефть» реализует
строительство всего комплекса
технологических объектов исходя из максимальной проектной
производительности, которая
длится относительно короткий
период времени. Это влечет за собой значительные капитальные
и эксплуатационные затраты и
отражается на тарифах на транспортировку нефти. В остальное
время (87,5–90 %) МН функционирует с недозагрузкой в связи
с фактическим режимом разработки месторождения, что ведет
к изначальному увеличению металлоемкости МН, увеличению
удельных энергозатрат на перекачку, неоптимальному использованию резервуарных емкостей,
насосного оборудования и т.д.
Упрощенно затраты на интервале жизненного цикла нового
МН (от проектирования до вывода из эксплуатации) можно представить следующим образом
ЧДЗ = ЧДЗКЗ + ЧДЗэкспл.,
где ЧДЗ – суммарные чистые дисконтированные затраты на интервале жизненного цикла на МН,
руб.; ЧДЗКЗ – чистые дисконтированные капитальные затраты
19
ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Добыча нефти, млн т/год
Рис. 1
Стадии разработки нефтяного месторождения
Пик добычи
I
II
Рост Стабилизация
добычи
добычи
Gптп
Запас по пропускной
способности с ПТП
III
Gmax
IV
Падение
добычи
Время
Завершение
разработки
Gmax – максимальная проектная производительность МН без ПТП, млн т/год;
GПТП – максимальная проектная производительность МН с ПТП, млн т/год
Рис. 2
Эпюра напоров с ПТП и без ПТП при фиксированной пропускной способности
(вариант применения ПТП на стадии проектирования)
ПС2
ПС1
1400
1200
Напор, м
1000
800
Q=2500 м3/ч
0,68
400
200
5,08
5,58
600
ПС2
0
50
100
20
3,95
4,52
0,68
0,68
150
Дистанция, км
(КЗ) по строительству МН (проектирование, строительно-монтажные работы (СМР) и т.д.), руб.;
ЧДЗэкспл. – чистые дисконтированные эксплуатационные затраты
МН (техническое обслуживание
и ремонт ЛЧ МН, ПС, заработная
плата персонала, электроэнергия
и т.д), руб.
С целью снижения ЧДЗ проектирование МН целесообразно
выполнять исходя из пропускной
способности, равной 75–80 %
(рис. 1) от максимальной (выбор
данного значения обусловлен
тем, что применение ПТП может
обеспечить увеличение производительности в отдельные периоды времени на 20–25 %). Соответ-
ПС3
200
ПС3(4)
Профиль нефтепроводa
Допуст. рабоч. давление
Эпюра напоров без ПТП
Эпюра напоров с ПТП
ПС для варианта
без ПТП
ПС для варианта с ПТП
0,53
250
300
ственно, с учетом ПТП МН сможет
работать на 100–105 % от требуемой пропускной способности.
Данный подход предусматривает, что в течение всего периода
разработки месторождения мощности проектируемого МН будут
использованы с максимальной
степенью загрузки и при этом в
течение определенного периода
времени (в среднем в течение
3–5 лет в зависимости от месторождения) в случае достижения
на месторождении пиковых значений нефтеотдачи проектируемый МН будет работать с ПТП.
Тогда на этапе проектирования с учетом применения ПТП
можно обеспечить:
№3(15) 2014
• сокращение количества ПС;
• уменьшение диаметра ЛЧ
МН;
• уменьшение толщины стенки ЛЧ МН;
• уменьшение давления на
выходе ПС.
В качестве примера рассмотрим нефтепровод с фиксированной пропускной способностью
для двух вариантов проектирования: без ПТП и с ПТП (рис. 2).
В первом случае предусматривается строительство двух ПС-2, 3,
ЛЧ Ду = 720 мм, толщина стенки
12 мм. Во втором случае только
одной ПС, Ду = 620 мм, толщина
стенки 11 мм.
Для варианта с ПТП уменьшаются ЧДЗКЗ за счет:
• исключения ПС-3 (от 5 до
8 млрд руб. на ПС, в зависимости
от региона);
• исключение подстанции
110 кВ и подводящей ВЛ 110 кВ
(~0,7–1 млрд руб. на одну подстанцию и ~2,5 млн руб./км ВЛ
110 кВ);
• уменьшения диаметра МН и
толщины стенки (уменьшается
металлоемкость и стоимость трубы на 21 %);
• уменьшения объема и стоимости СМР для труб с меньшим
диаметром (~ на 15 %).
Одновременно для варианта
с ПТП уменьшаются ЧДЗэкспл. за
счет:
• уменьшения затрат на электроэнергию МН (для данного
примера на ~33,3 % в связи с исключением ПС-3);
• уменьшения затрат на эксплуатацию исключенной ПС-3
(персонал, отопление, ремонт,
обслуживание, техника и т.п.), в
среднем 150–250 млн руб./год (в
зависимости от региона).
Одновременно при этом в составе эксплуатационных затрат
появляется дополнительная статья расходов, связанная с закупкой ПТП, но только в период пиковой работы месторождения.
Кроме того, для варианта с
ПТП уменьшается стоимость основных фондов, соответственно
уменьшается налогооблагаемая
база (налог на имущество). Экономическую целесообразность
проектирования МН по одному из
вариантов необходимо определять на основании технико-эко-
№3(15) 2014
OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES
номического сравнения (ТЭС) на
предпроектной стадии обоснования инвестиций.
Пример заполнения обобщенных позиций для выполнения
ТЭС для вышеуказанного примера приведен в табл. 1.
Таким образом, для снижения
капитальных и эксплуатационных затрат при проектировании
новых МН, идущих от месторождений, целесообразно выполнять
на пропускную способность, равную 75–80 % от пиковой добычи месторождением. Остальные
20–25 % пропускной способности компенсировать вводом ПТП
в течение пика добычи нефти.
Следует отметить, что при проектировании численные значения
увеличения пропускной способности МН за счет ввода ПТП могут быть уменьшены в зависимости от периода эксплуатации
месторождения и объемов добычи по годам.
Экономический эффект от
применения данной методики
проектирования определяется
по результатам ТЭО при предпроектной проработке основных
технических решений.
Применение ПТП на действующих транзитных нефтепроводах
Применение ПТП на действующих транзитных трубопроводах позволит обеспечить вывод
отдельных ПС из эксплуатации
или исключить необходимость
строительства новых ПС при расширении существующих трубопроводов.
Вариант вывода существующих ПС из эксплуатации позволит:
•  исключить затраты на техническое обслуживание и ремонт ПС;
• исключить затраты на заработную плату персонала ПС;
• уменьшить стоимость основных фондов, тем самым уменьшив налогооблагаемую базу налога на имущество.
Вариант отказа от строительства ПС позволит:
• уменьшить КЗ;
• уменьшить стоимость основных фондов (уменьшение налога
на имущество);
• избежать затрат федеральных сетевых компаний (ФСК) и
OIL AND OIL PRODUCTS TRANSPORT
& STORAGE
Табл. 1
Пример заполнения обобщенных позиций для выполнения ТЭС
Технические параметры МН
Количество промежуточных ПС, шт.
Диаметр трубопровода, мм
Толщина стенки трубопровода, мм
Металлоемкость, тыс. т
Длина МН, км
Объем КЗ, млн руб.
Проектирование
Строительство ПС
Внешнее электроснабжение
Закупка трубы
СМР линейной части
Вариант 1
(без ПТП)
3
Вариант 2
(с ПТП)
2
720
620
63,89
50,43
(снижение на ~21 %)
Х·K
0,9·Х·K
(снижение на ~10 % )
12
300
Х·K
Х·K
Х·K
Х·K
11
300
0,7·Х·K
(снижение на ~30 % )
0,7·Х·K
(снижение на ~30 % )
0,79·Х·K
(снижение на ~210 % )
0,85·Х·K
(снижение на ~15 % )
Объекты связи
Х·K
0,9·Х·K
(снижение на ~10 % )
Электроэнергия на N ПС (в течение срока
эксплуатации)
Х·K
0,7·Х·K
(снижение на ~30 % )
Эксплуатационные затраты, млн руб.
Содержание персонала и техники на N ПС
(в течение срока эксплуатации)
Х·K
Отопление
(в течение срока эксплуатации)
Х·K
Затраты на ПТП (в течение срока
использования присадки)
–
Техническое обслуживание и ремонт ЛЧ
(в течение срока эксплуатации)
Х·K
0,7·Х·K
(снижение на ~30 % )
0,7·Х·K
(снижение на ~30 % )
Х·K
Х·K
Примечание:
Х ‒ величина статьи затрат, млн руб.;
K ‒ коэффициент дисконтирования для приведения затрат к начальному периоду
времени, отн. ед.;
N ‒ количество станций, шт.
энергогенерирующих компаний
на строительство подводящих
ВЛ 110/220 кВ, а также дополнительных энергомощностей для
электроснабжения новых ПС.
Кроме того, ввод ПТП как альтернатива строительству новых
ПС при расширении пропускной
способности трубопроводов позволит существенно снизить риски перерасхода капитальных
затрат в случае недопоставки нефтяными компаниями (НК) первоначально заявленных объемов
с месторождений (при их подключении к трубопроводам системы
ОАО «АК «Транснефть») при сокращении перекачки нефти.
Кроме того, такой подход позволит сократить расходы НК на
подключение объектов нефтедобычи и НПЗ к системе ОАО «АК
«Транснефть», поскольку согласно действующим в РФ правилам
НК должны возместить ОАО «АК
«Транснефть» затраты на реконструкцию объектов МН (МНПП),
задействованных в процессе
транспортировки нефти/продукта до узла подключения.
Стоимость
реконструкции
МН (МНПП) при расширении
пропускной способности зависит от технических решений,
принятых для расширения пропускной способности трубопро21
ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Рис. 3
Эпюра напоров с ПТП и без ПТП при постоянной производительности перекачки
(вариант снижения энергопотребления)
ПСi
ПСi+2
ПСi+1
Q=const
ПСi+3
Напор, м
Эпюра напоров без ПТП
Эпюра напоров с ПТП
Допуст. рабоч. давление
Профиль нефтепровода
Hi
hi
Zi
hi+1
Zi+1
Дистанция, км
вода (строительство новой ПС,
строительство лупинга, замена
участков ЛЧ).
В 2011 г. ОАО «Гипротрубопровод» в рамках мероприятий
по увеличению пропускной способности ТС ВСТО-I, II [5] было
выполнено ТЭС по сопоставлению затрат на применение ПТП
с затратами на строительство
ПС при расширении пропускной
способности действующего МН
на основе дисконтированных потоков инвестиционных и эксплуатационных затрат. Полученные
результаты свидетельствовали
о том, что вариант применения
ПТП от ~30 до 60 % (с учетом
всех дисконтированных потоков
инвестиционных и эксплуатационных затрат) [5] экономически
более выгодный, чем строительство одной промежуточной станции.
Вместе с тем экономический
эффект от данного мероприятия зависит от стоимости строительства промежуточной ПС,
затрат на приобретение ПТП,
а также от изменения эксплуатационных затрат. Технологическим ограничением по применению ПТП при расширении
пропускной способности МН
является возможность увеличения пропускной способности не
более чем на 20–25 %.
22
Применение
ПТП
для
снижения энергопотребления
на действующих трубопроводах
Снижение удельных и суммарных энергозатрат на перекачку нефти и нефтепродуктов
(далее – продукт) является одним из пунктов программы стратегического развития ОАО «АК
«Транснефть» до 2020 г. [6].
Уменьшить энергозатраты возможно за счет:
• применения ПТП с целью отключения или снижения частоты
вращения одного или нескольких
магистральных насосных агрегатов (МНА) на ПС;
• работы технологического
участка (ТУ) на оптимальных режимах перекачки (с точки зрения
энергопотребления);
• своевременной внутритрубной очистки внутренней полости
МН/МНПП.
В рамках настоящей работы
рассматривается подход к снижению расхода электроэнергии за
счет применения ПТП.
Снижение энергопотребления
ОАО «АК «Транснефть» за счет
применения ПТП позволит снизить нагрузку на сети ФСК ЕЭС,
а также высвободить дополнительные энергогенерирующие
мощности для смежных отраслей.
№3(15) 2014
Применение ПТП для снижения расхода электроэнергии
предусматривает отключение
или снижение частоты вращения ротора МНА на ПС, при этом
в качестве допущения предполагается, что производительность
по режиму не изменяется, а только снижаются давления по ЛЧ и
уменьшается гидроуклон эпюры
напоров (рис. 3).
Понижение рабочих давлений по ЛЧ позволяет, помимо
снижения расхода электроэнергии, получить дополнительный
эффект:
• увеличить ресурс и повысить безопасность работы ЛЧ;
• сократить наработки насосных агрегатов (при отключении
насосов на ПС).
Однако основной экономический эффект от применения ПТП
связан со снижением расхода
электроэнергии, соответственно
для различных способов регулирования давления (ступенчатое,
плавное) данный эффект будет
различным.
С целью упрощения задачи
рассмотрим ТУ без подкачек и
отборов длинной L, по которому
перекачивается нефть с объемным расходом Q (рис. 3). На всех
станциях ТУ включено m насосов,
соединение насосов последовательное, насосы имеют одинаковые напорные характеристики. Баланс напоров на ТУ можно
представить как
hi + m·HМНА(Q) = Ph + Δz + hi+3,
где hi – напор, создаваемый подпорными насосами головной
станции, м; HМНА(Q) – напор магистрального насосного агрегата
(МНА), м; Δz – разность геодезических отметок конца и начала
участка, м; Ph – потери напора на
трение на участке, м; hi+3 – подпор на входе в резервуарный
парк, м.
Для отдельно взятого участка от ПС i до i + 1 баланс напоров
(рис. 3)
hi + mi·HМНА(Q) = Phi + Δzi + hi+1.
Для оценки экономической
целесообразности применения
ПТП в задачах энергосбережения выполняется достаточно
большой объем работы с разработкой ТЭО. В качестве альтер-
№3(15) 2014
OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES
нативы ниже будет рассмотрена
предельно простая экспресс-методика расчета максимальной
стоимости ПТП (стоимость, при
которой ПТП целесообразно
применять), а также оценено
влияние различных факторов на
эту стоимость. При выполнении
предпроектной проработки данная методика может позволить
укрупненно оценить целесообразность применения ПТП.
мальная) эффективность ПТП. С
другой стороны, при увеличении
n, k, t, Q увеличиваются объемы
вводимой присадки, соответственно растут затраты на ввод
ПТП. Точка пересечения функций экономии энергозатрат и
затрат на закупку ПТП называется точкой безубыточности
или максимально допустимой
стоимостью ПТП, при которой
ее еще целесообразно применять для экономии электроэнергии.
Максимально допустимая стоимость ПТП Ms руб./кг (без НДС)
определяется из
где ΔW – уменьшение мощности
потребляемой ПС после ввода
ПТП, кВт; ρ – плотность нефти,
кг/м3; g – ускорение свободного
падения, м/с2; ηн(Q) – КПД насоса,
от. ед.; ηдв – КПД электродвигателя, от. ед.; Q – подача насоса, м3/с.
Тогда в стоимостном выражении экономию затрат на электроэнергию за счет применения ПТП
на ТУ можно определить следующим образом
где с – концентрация ПТП, г/кг.
Из (1) следует, что максимально допустимая стоимость ПТП
уменьшается при увеличении
концентрации ПТП (рис. 4).
Концентрация ПТП (с) является аргументом функции эффективности ПТП ψ(с). После соответствующих преобразований и
упрощений формулу ψ(с) из [2]
при Q = const можно представить
Cтупенчатое регулирование
Снижение мощности потребляемой одной ПС (ΔW) за счет
ввода ПТП при условии отключения одного насоса и Q = const
определяется из уравнения
Э = n·k·ΔW·S·t,
где S – стоимость электроэнергии, руб./кВт·ч; k – количество
отключаемых МНА на станции,
шт.; n – количество перегонов,
на которых вводится ПТП, шт.; t –
время работы ТУ на одной производительности, ч.
Согласно [7] средняя стоимость электроэнергии по системе
ОАО «АК «Транснефть» в 2012 г.
составила 2,28 руб./кВт·ч без
НДС. Для последующих расчетов
примем S = 2,75 руб./кВт·ч без
НДС с учетом инфляции с 2012 по
2014 г.
Следует отметить, что в (5)
для упрощения принимается
одинаковая концентрация для
всех участков между ПС, на которых вводится ПТП.
Анализ (5) показывает, что
с увеличением n, k, t, Q экономия затрат на электроэнергию
за счет применения ПТП растет.
Ограничением для увеличения
k является предельная (макси-
где H – напор станции без ПТП, м;
HПТП – напор станции с ПТП, м.
Анализ (2) показывает, что
при отключении одного насоса
требуемая эффективность ПТП
составляет ψ(с) = 33,3 %, двух –
ψ(с) = 66,6 % при условии, что все
насосы имеют одинаковые характеристики и первоначально
работало три насоса. Как правило, эффективность современных
ПТП в большинстве случаев не
превышает 66,6 %, соответственно отключить более двух насосов
на станции невозможно.
Поскольку функция ψ(с) является нелинейно возрастающей до некоторой концентрации (области насыщения), где
,
ψ(с) =max (ψ) = const, тогда
напротив, убывает при увеличении концентрации. Соответственно, максимальная Ms достигается при максимальных
OIL AND OIL PRODUCTS TRANSPORT
& STORAGE
и минимальных c. Тогда при
ступенчатом регулировании максимальная Ms достигается при
отключении одного МНА.
Для оценки влияния производительности и диаметра нефтепровода на Ms было выбрано
число Рейнольдса
где υ – скорость потока нефти,
м/с; D – внутренний диаметр нефтепровода, м; v – кинематическая вязкость, м2/с.
Зависимость Ms от Re при ступенчатом регулировании (отключение 1 МНА на ПС) представлена
на рис. 5.
Из рис. 5 следует, что с увеличением Re при D = const Ms растет,
соответственно Ms увеличивается с возрастанием производительности перекачки. Важно отметить, что при равных Re для
различных диаметров МН максимально допустимые стоимости
ПТП отличаются и максимальные
Ms достигаются на трубопроводе
с меньшим даиаметром.
Результаты рис. 5 можно
представить в табличной форме
(табл. 2).
Таким образом, Re может служить критерием оценки максимальной стоимости ПТП для различных D.
Частотное регулирование
При ступенчатом регулировании значение Ms может иметь
либо одно, либо два значения, в
зависимости от количества отключаемых насосов. При частотном регулировании задача усложняется, поскольку насос способен
обеспечить любую подачу и напор
в пределах своего поля [9], пример поля насоса Sulzer (DEFG) с
номинальной подачей 8000 м3/ч
представлен на рис. 6. Тогда при
фиксированной подаче, уменьшая
напор от максимального hmax до
минимального hmin с некоторым
шагом (например, 1 м), можно
определить целый диапазон концентраций ПТП, при которых обеспечивается уменьшение напора
насоса и, соответственно, диапазон Ms.
Для регулирования давления
с помощью преобразователя ча23
ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
Рис. 4
Зависимость максимально допустимой стоимости ПТП
без НДС от концентрации ПТП
Максимально допустимая стоимость ПТП,
руб./кг
450
DN = 1220 мм
DN = 1020 мм
DN = 820 мм
DN = 720 мм
DN = 530 мм
400
350
300
250
200
150
6
Параметры МН
№
п/п DN МН, мм
1
2
3
4
5
530
720
820
1020
1220
8
10
12
Qном, м3/ч
1250
2500
3600
7000
10000
14
16
18
Концентрация ПТП, г/т
20
22
24
26
Тип МНА
НМ-1250-260
НМ-2500-230
НМ-3600-230
НМ-7000-210
НМ-10000-210
Максимально допустимая стоимость ПТП,
руб./кг
Re = 106•103
G = 55 млн т/г, Мs = 446 руб./кг
450
400
350
300
250
200
G = 55 млн т/г, Мs = 160 руб./кг
Re = 89,3 •103
150
100
50
0
0
Параметры МН
2
4
6
8
Число Рейнольдса
10
DN = 1220 мм
DN = 1020 мм
DN = 820 мм
DN = 720 мм
DN = 530 мм
12
вая, что
14
x104
№
3
3
п/п DN МН, мм Qmin, м /ч Qmax, м /ч ν, сСт
1
530
560
1261
25
2
720
1541
2661
25
3
820
2101
3782
25
4
1020
3221
7703
25
5
1220
5742
12605
25
стоты (ПЧ) при условии оснащения всех МНА ПЧ снижение мощности ПС определяется из
24
WПТП – мощность, потребляемая
МНА после ввода ПТП, кВт; х0, x – относительная (к номинальной частоте) частота вращения рабочего
колеса насоса до и после ввода ПТП,
от. ед.; ηн0(x0, Q) – КПД насоса при частоте x0 и подаче Q, от. ед.; ηн(x, Q) –
КПД насоса при частоте x и подаче Q, от. ед.; ηПЧ – КПД ПЧ до и после
ввода ПТП (ηПЧ принят 0,96), от. ед.
Зависимость Ms от относительной частоты вращения ротора трех МНА при регулировании
с помощью ПЧ при номинальной
подаче насосов (Q = const) представлена на рис. 7.
Характер излома на рис. 7 объясняется поведением функции
КПД насоса при изменении частоты вращения рабочего колеса насоса при Q = const. КПД насоса при
изменении частоты описывается
уравнением [10]
где ηmax – максимальное значение
КПД при оптимальной подаче, %;
Qmax – оптимальная подача насоса,
соответствующая ηmax, м3/ч.
Таким образом, максимально
допустимая стоимость ПТП при
частотном регулировании:
• уменьшается при увеличении концентрации ПТП;
• уменьшается при снижении
частоты вращения ротора насоса.
Уменьшение Ms при увеличении c связано с тем, что увеличение c приводит к увеличению
эффективности ПТП ψ(c). Учиты-
Рис. 5
Зависимость максимально допустимой стоимости ПТП без НДС
от числа Рейнольдса (при отключении 1 МНА на каждой ПС)
500
№3(15) 2014
где W – мощность, потребляемая МНА до ввода ПТП, кВт;
убывает с концен-
трацией, применять ПТП наиболее целесообразно при малых
концентрациях (диапазон концентраций, позволяющих снизить частоту вращения ротора
до ~90 % от номинальной при условии, что начальная частота вращения ротора составляла 100 %), когда достигается максимальная Ms.
Снижение Ms с уменьшением частоты вращения рабочего
колеса насоса связано с тем, что
уменьшение частоты приводит к
увеличению концентрации ПТП.
При этом уменьшение частоты вращения ротора ниже ≈70 %
от номинальной невозможно, так
как при данных частотах достигается максимальная эффективность ПТП.
OIL AND OIL PRODUCTS TRANSPORT
& STORAGE
OIL & OIL PRODUCTS PIPELINE TRANSPORTATION: SCIENCE & TECHNOLOGIES
Табл. 2
Зависимость максимально допустимой стоимости ПТП
от числа Рейнольдса (при отключении 1 МНА на каждой ПС)
№ п/п
DN МН, мм
2
720
1
530
3
820
4
1020
5
1220
500
Re·10–3
G, млн т/год
30,29–52,31
11–15
65,28–358,86
44,70–106,89
23–55
50,35–446,09
14,96–33,66
4–9
36,26–65,27
15–27
66,62–146,24
45,65–356,85
50,90–345,22
41–90
46,88–612,24
Рис. 6
Поле насоса Sulzer
E
450
Ms, руб./кг
hmax
400
F
350
Напор, м
Максимальная Ms из рассмотренных способов регулирования давления достигается при
частотном регулировании (при
снижении частоты вращения ротора до 90 % от номинальной) с
помощью ПЧ, при этом предельная стоимость ПТП достигает
~350–400 руб./кг.
Анализ численных значений
Ms показывает, что при малых
концентрациях ПТП Ms сопоставима с рыночной стоимостью
ПТП (от 290 до 540 руб./кг без
НДС в ценах 2014 г. в зависимости от региона РФ), что свидетельствует об экономической
целесообразности применения
ПТП. В зависимости от способа
регулирования под малой концентрацией подразумевается:
• при ступенчатом регулировании – концентрация, позволяющая отключить один МНА;
• при частотном регулировании – диапазон концентраций,
позволяющих снизить частоту
вращения ротора до ≈90 % при
условии, что начальная частота
составляла 100 %.
При больших концентрациях
ПТП значения Ms ниже рыночной,
соответственно, применение ПТП
убыточно.
Экономическая целесообразность применения ПТП для каждого конкретного случая должна
обосновываться расчетом с учетом инвестиционых и эксплуатационных затрат, связанных
с применением ПТП, при этом
укрупненным критерием может
служить Re.
Поскольку на большинстве
ПС ОАО «АК «Транснефть» отсутствуют ПЧ, то целесообразно в отдельной работе рассмотреть экономическую целесообразность
совместного внедрения ПТП и ПЧ
с точки зрения времени окупаемости проекта.
Характер поведения функции
ψ(с) свидетельствует о том, что
наиболее экономически целесообразно вне зависимости от способа регулирования давления ПТП
применять при малых концентрациях, когда достигается максимальная Ms. Однако, как отмечается в работах [1, 11], при малых
концентрациях присадка больше
подвержена деструкции, что приводит к ее низкой эффективности.
300
250
200
150
100
50
D
0
2000
G
4000
6000
Подача, м3/ч
hmin
8000
10 000
Рис. 7
Зависимость максимально допустимой стоимости ПТП без НДС
от относительной частоты вращения ротора насоса при регулировании
с помощью ПЧ при фиксированной производительности
500
Максимально допустимая стоимость ПТП,
руб./кг
№3(15) 2014
DN = 1220 мм
DN = 1020 мм
DN = 820 мм
DN = 720 мм
DN = 530 мм
450
400
350
300
250
200
150
0,7
0,75
0,8
0,85
0,9
0,95
Относительная частота вращения ротора насоса, от. ед.
На эффективность ПТП влияет целый ряд факторов [1–4]: диаметр,
протяженность трубопровода,
температура нефти и т.д. Аналитическая зависимость, позволяющая
рассчитать фактическую эффективность ПТП с учетом деструкции, получена в работе [12].
1
Следует отметить, что при неполной деструкции полимера при
прохождении жидкости с ПТП через магистральный насос и ступенчатом регулировании может
возникнуть необходимость в гашении избыточного напора на
участках без ввода ПТП.
25
ТЕХНОЛОГИИ ТРАНСПОРТА И ХРАНЕНИЯ
НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
НАУКА И ТЕХНОЛОГИИ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ И НЕФТЕПРОДУКТОВ
№3(15) 2014
Выводы
1. Применение ПТП для снижения
энергопотребления на существующих
нефтепроводах и нефтепродуктопроводах.
1.1. Способ достижения экономии
(оптимальный без учета цикличности
перекачки):
• при ступенчатом регулировании отключать один МНА на ПС;
• при частотном регулировании снижать
частоту вращения ротора до ~90 %.
1.2. Эффект от применения ПТП:
• снижение энергопотребления ОАО «АК
«Транснефть» в целом от 33 % в случае
применения ПТП на всех МН и МНПП;
• снижение энергопотребления в РФ
на ~0,5 % (при потреблении
ОАО «АК «Транснефть» ~1,5 %
от всего потребления в РФ, по данным отчетов [13], [14] и отчета [15]
ОАО «АТС» об объеме продаж на
оптовом рынке электроэнергии);
• снижение нагрузок на сети ФСК;
• снижение нагрузок на энергогенерирующие предприятия (ТЭС, ГЭС, АЭС и т.п.);
• высвобождение дополнительных энергетических мощностей для смежных
отраслей.
1.3. Стоимость ПТП:
• максимальная Ms (~350 руб./кг
без НДС) из рассмотренных видов
регулирования достигается при регулировании ПЧ (при снижении частоты
вращения до 90 % от номинальной);
• максимальная Ms (~350 руб./кг
без НДС) при ступенчатом регулировании достигается при отключении
одного насоса на станции.
2. Применение ПТП для снижения
капитальных затрат при расширении
пропускной способности существующих нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
2.1. Способ достижения экономии:
• отказ от строительства промежуточной ПС;
• отказ от строительства лупинга.
2.2. Эффект от применения ПТП:
• для ОАО «АК «Транснефть» вариант
применения ПТП от ~30 до 60 %
(с учетом всех капитальных, эксплуатационных затрат и дисконтированных потоков) [5] выгоднее, нежели
строительство одной ПС;
• для сторонних нефтяных компаний
(НПЗ и месторождения) снижение
финансовой нагрузки при их подключении к трубопроводам
ОАО «АК «Транснефть».
3. Применение ПТП для снижения
капитальных затрат при проектировании и строительстве новых
нефтепроводов и нефтепродуктопроводов.
3.1. Способ достижения экономии:
• исключение промежуточных ПС;
• уменьшение диаметра трубопровода;
• уменьшение толщины стенки трубопровода;
• уменьшение давления на выходе ПС.
3.2. Эффект от применения ПТП:
• снижение КЗ в ЛЧ и ПС (~6 млрд руб.
и более);
• снижение эксплуатационных затрат
на ПС и ЛЧ;
• снижение энергопотребления;
• снижение нагрузок на сети ФСК,
энергогенерирующие компании;
• высвобождение дополнительных
энергетических мощностей для смежных отраслей;
• снижение тарифа на перекачку для
вновь строящихся трубопроводов.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Лурье М. В., Арбузов Н. С., Оксенгендлер С. М.
Расчет параметров перекачки жидкостей с
противотурбулентными присадками // Наука и
технологии трубопроводного транспорта нефти
и нефтепродуктов. 2012. № 2. С. 56–60.
2. РД-23.040.00-КТН-254-10. Требования
и методика применения противотурбулентных
присадок при транспортировании нефти
и нефтепродуктов по трубопроводам
ОАО «АК «Транснефть».
3. Лисин Ю. В. Разработка инновационных
технологий обеспечения надежности
магистрального нефтепроводного транспорта :
Автореф. дис. … д-ра техн. наук.
Уфа, 2013. 42 c.
4. Мохаммад Насер Хуссейн Аббас. Улучшение
параметров работы нефтепровода путем
применения противотурбулентных присадок :
Дис. на соиск. учен. степ. канд. техн. наук.
Уфа, 2009. 129 с.
5. Отчет ОАО «Гипротрубопровод» к техникоэкономическому обоснованию по теме
«Повышение энергоэффективности ТС ВСТО
с применением противотурбулентных
присадок». М., 2012.
6. Материалы Программы стратегического
развития ОАО «АК «Транснефть» на период
до 2020 г. в части, касающейся развития
ОАО «АК «Транснефтепродукт» // ОАО «АК
«Транснефтепродукт». 2014. [Электронный
ресурс]. URL: http://transnefteproduct.transneft.
ru/press/news/?id=1487 (дата обращения:
14.04.2014).
7. Годовой отчет ОАО «АК «Транснефть» за 2012 г.
М., 2013.
8. РД 153-39.4-113-01. Нормы технологического
проектирования магистральных нефтепроводов.
М., 2001. 44 с.
9. ГОСТ 17398-72. Насосы. Термины и определения.
10. Гришин А. П., Гришин В. А. Коэффициент
полезного действия частотно-регулируемого
электронасоса // Автоматизация и
информатизация электрифицированного
сельскохозяйственного производства: Научные
труды. Т. 89. М. : ВИЭСХ, 2004. С. 118–127.
11. Черникин В. А., Челинцев Н. С.
О совершенствовании методов
определения эффективности применения
противотурбулентных присадок на
магистральных нефтепродуктопроводах //
Наука и технологии трубопроводного
транспорта нефти и нефтепродуктов. 2011.
№ 1. С. 58–61.
12. Frank Vejahati. A conceptual framework for predicting the effectiveness of a drag reducing agent
in liquid pipelines // PSIG. 2014. P. 1–4.
13. Годовой отчет ОАО «АК «Транснефть»
за 2013 г. М., 2014.
14. Годовой отчет о производственнохозяйственной деятельности ОАО «АК
«Транснефтепродукт» за 2013 г. М., 2014.
15. Годовой отчет ОАО «АТС» за 2013 г. М., 2014.
REFERENCES
[1] Lurie M.V., Arbuzov N.S., Oksengendler S.M.,
Transmission of liquids with anti-turbulent additives.
Oil and Oil Products Pipeline Transportation:
Science & Technologies, 2(2012), 56–60,
(Russian Federation).
[2] RD-23.040.00-KTN-254-10. Guiding document. Requirements and application technique of
anti-turbulent additives at transportation of oil and
oil products via the pipelines of JSC «Transneft»,
(Russian Federation).
[3] Lisin Y.V. Development of innovative technologies of the reliability assurance of the oil trunk
pipeline transportation. Diss. Doc. Sci., Ufa, 2013,
42 p., (Russian Federation).
[4] Mohammed Nasser Hussein Abbas. Improvement of operation parameters of the oil pipeline
by the application of anti-turbulent additives. Diss.
Cand. Sci., Ufa, 2009, 129 p., (Russian Federation).
[5] Report of OJSC «Giprotruboprovod», prepared
for the technical-and-economic assessment of the
issue «Energy efficiency improvement of the ESPO
pipeline system with the anti-additives application»,
Moscow, 2012, (Russian Federation).
[6] The materials of the Program of the Strategic
Development of JSC «Transneft» up to 2020,
regarding the development of JSC «Transnefteproduct». JSC «Transnefteproduct», 2014. Electronic
resource. Available at: http://transnefteproduct.
transneft.ru/press/news/?id=1487 (accessed:
14.04.2014).
[7] Annual report of JSC «Transneft» for 2012,
Moscow, 2013, (Russian Federation).
[8] RD 153-39.4-113-01. Guiding document. Technological design standards for oil trunk pipelines.
Moscow, 2001, 44 p., (Russian Fedeartion).
[9] GOST 17398-72. National standard. Pumps.
Terms and definitions, (Russian Federation).
[10] Grishin A.P., Grishin V.A., Coefficient of efficiency of a frequency-controlled electric pump.
Automation and information support of electrified
agricultural production; Scientific works, Vol. 89, M.:
VIESX Publ., 2004, 118–127, (Russian Federation).
[11] Chernikin V.A., Chelintsev N.S., Improving
methods used to define efficiency of anti-turbulent
dopant in main pipelines. Oil and Oil Products
Pipeline Transportation: Science & Technologies,
1(2011), 58–61, (Russian Federation).
[12] Frank Vejahati. A conceptual framework for
predicting the effectiveness of a drag reducing agent
in liquid pipelines. PSIG. 2014, 1–4.
[13] Annual report of JSC «Transneft» for 2013,
Moscow, 2014, (Russian Federation).
[14] Annual report on production and administrative
activities of JSC «Transnefteproduct» for 2013,
Moscow, 2014, (Russian Federation).
[15] Annual report of JSC «ATS» for 2013,
Moscow, 2014, (Russian Federation).
26