Нефть, газ и нефтепродукты можно транспортировать различными способами: водным путем, железнодорожными и автомобильными цистернами и с помощью системы трубопроводов.
Трубопроводный транспорт нефти и газа является самым экономичным способом доставки этих природных энергоносителей до места их дальнейшей переработки.
Этот вид транспортировки нефти обладает рядом несомненных преимуществ перед прочими способами доставки, а именно:
- самой низкой себестоимостью;
- трубопроводы есть возможность прокладывать практически в любой местности местах на любые расстояния и в любом направлении;
- трубопроводы отличаются достаточной простотой своего обслуживания;
- на такую транспортировку не влияют погодные условия, она возможна круглосуточно и в любое время года, что, в свою очередь, позволяет наладить бесперебойную и гарантированную доставку углеводородного сырья;
- такой вид нефтяного транспорта легко поддается автоматизации;
- транспортные потери в трубопроводах – минимальны.
Трубопроводы, назначение которых – доставка нефти, продуктов её переработки и природного газа на большие расстояния, называются магистральные.
Кроме того, трубопроводы по критерию перекачиваемого продукта подразделяют на нефтепроводы, газопроводы и нефтепродуктопроводы. Если конкретная магистраль предназначена для перекачки одного вида продукта (газового или нефтяного), то их так и называют – мазутопроводы, керосинопроводы, бензинопроводы и так далее.
Справедливости ради, стоит упомянуть и о недостатках такого вида транспорта, основными из которых являются: весьма значительные капитальные вложения на этапе строительства магистрали и сопутствующей инфраструктуры, а также некоторые ограничения на количество видов перекачиваемых энергоносителей.
Виды трубопроводов для перекачивания нефти, газа и продуктов нефтяной переработки
Магистральный трубопровод характеризуется следующими основными параметрами:
- длиной;
- диаметром;
- пропускной способностью;
- наличием перекачивающих станций.
Современные магистрали, предназначенные для транспортировки энергоносителей, могут иметь длину в несколько десятков тысяч километров.
Они входят в состав транспортных комплексов, оборудованных целым рядом перекачивающих насосных станций (головных и промежуточных), а также системой станций налива.
В эти промышленные комплексы также включены все необходимые для нормальной работы производственные сооружения и вспомогательные строения.
Годовая пропускная способность современных транспортных трубопроводных магистралей может превышать 50 миллионов тонн перекачиваемого сырья. Нефтяная труба, применяемая на таких магистралях, может иметь диаметр 800, 1020, 1220 миллиметров, а некоторых случаях – и более.
При таком способе транспортировки нефти, если её необходимо перекачивать на значительные расстояния, приходится преодолевать весьма серьезные сопротивления гидравлического характера, для чего вдоль всей длины магистральной трубы строятся система насосных перекачивающих станций, количество которых зависит от того, какие объемы планируется по этой трубе перекачивать.
В России основные применяемые сейчас трубопроводные магистрали были построены еще во времена Советского Союза, в основном – в период с 60-х по 80-е годы прошлого столетия.
Чтобы оценить объемы проделанной за это время работы, достаточно привести две цифры: в 1960-м году вся советская трубопроводная транспортировка перекачивала 163 миллиона тонн сырой нефти и произведенных из неё на НПЗ продуктов, что составляло 70,6 процента от их общего транспортируемого количества; а через двадцать лет (1980-ый год) это количество возросло до 574-х миллионов тонн (90,9 процента от всего транспортируемого объема).
Читать также: 
Основы работы биржи нефтепродуктов
В настоящий момент все централизованное управление, а также количественный учет энергоресурсов и перекачка нефти на российские предприятия нефтепереработки и доставка сырья и готовой продукции до зарубежных партнеров, а также транзит жидких углеводородов по территории нашей страны, находятся в ведении корпорации «Транснефть», в состав которой входят десятки различных подразделений.
На балансе «Транснефти» находятся следующие основные активы:
| 1 | магистральные нефтепроводы диаметрами от 400 до 1220-ти миллиметров – приблизительно пятьдесят тысяч километров |
| 2 | насосные перекачивающие станции – 393 штуки |
| 3 | резервуары для хранения нефти и нефтепродуктов – 867 штук общей вместимостью до 12,7 миллионов кубических метров |
Кроме магистральных, различают также нефтепроводы местные и внутренние.
Внутренние располагаются на территориях добывающих предприятий, а также компаний, занимающихся хранением и переработкой сырья и получаемой продукции. Если такие трубопроводы располагаются на территориях нефтяных промыслов – они называются внутрипромысловыми; если на территории нефтебаз – внутрибазовыми; если на нефтеперегонных заводах – внутризаводскими.
Местные – это нефтепроводы, которыми соединены различные объекты, принадлежащие предприятиям разного профиля (к примеру, головные насосные станции нефтяных промыслов и головные станции магистральных трубопроводов, либо промыслы и наливные пункты для водного или железнодорожного транспорта, и тому подобное).
Если говорить о протяженности трубопровода, то все такие сооружения, длина которых превышает 50-т километров, считаются магистральными.
По критерию диаметр трубы к магистралям относятся диаметры от 219-ти до 1220-ти миллиметров.
Кроме того, магистральными являются те нефтепроводы, основное назначение которых заключается в доставке углеводородов от места их добычи до потребителей внутреннего рынка и зарубежных покупателей.
Основные объекты магистрального нефтепровода:
- головная насосная станция;
- система подводящих трубопроводов;
- промежуточные насосные перекачивающие станции;
- конечный приемный пункт магистрали;
- линейные сооружения различного назначения.
Головная насосная станция предназначена для приема углеводородного сырья с добывающих промыслов и последующей его закачки в трубопроводную магистраль. Также здесь производится количественный учет получаемого сырья.
Система подводящих трубопроводов обеспечивает доставку добытого сырья от промысла до головной насосной станции.
Промежуточные перекачивающие станции обеспечивают восполнение потерь энергии рабочего потока, которые возникают в процессе преодоления им сопротивления сил трения.
Другими словами, они поддерживают в трубе магистрали необходимое значение давления. Их размещение зависит от проведенных заранее гидравлических расчетов.
Как правило, расстояние между такими станциями колеблется в пределах от 50-ти до 100 километров.
Читать также: 
Размеры акциз на нефтепродукты в 2017 году
- Помимо основных сооружений, на головной и на каждой из промежуточных насосных станций в обязательном порядке присутствуют объекты, задача которых – обеспечить ремонт, водоснабжение, подачу тепла и электроэнергии, а также выполнение иных функций, обеспечивающих бесперебойную работу.
- Конечный пункт – это либо нефтеперерабатывающий завод, либо какое-нибудь перевалочное предприятие (нефтебаза, наливная железнодорожная или водная станция, и так далее) .
- К линейным сооружениям магистральной системы относятся:
- основная транспортная труба;
- запорная арматура всей магистрали;
- переходы под землей или под водой (например, под существующими дорогами или при преодолении водоемов);
- вдольтрассовые линии электроснабжения и связи;
- станции, которые обеспечивают защиту основной трубы от внешних воздействий, способных её повредить (станции антикоррозионной, катодной и протекторной защиты);
- иные сооружения, обеспечивающие нормальную эксплуатацию магистрали.
Способы перекачки нефти и нефтепродуктов
В настоящее время применяется два способа такой перекачки – постанционный и транзитный.
При постанционной перекачке происходит заполнение резервуаров, размещенных на территориях промежуточных перекачивающих станций. После их наполнения продукция перекачивается на следующую по трубе станцию. Если такой резервуар на станции – не один, то процесс идет практически непрерывно, поскольку по мере заполнения одного резервуара из другого уже идет закачка обратно в основную трубу.
Транзитная перекачка выполняется или через промежуточный резервуар, или непосредственно из одного насоса в другой.
Как правило, промежуточные резервуары при такой перекачке используются для отделения от нефтяного сырья попутного газа и подтоварной воды.
Если используется система «из насоса – сразу в насос», то перекачиваемое сырье в промежуточный резервуар не попадает, сразу двигаясь дальше по основной трубе.
Второй способ транзитной перекачки – более совершенен и экономичен, та как позволяет обеспечить максимальный уровень герметизации и, как следствие, минимизировать потери легких фракций углеводородного сырья, которые имеют место в ходе естественных испарительных процессов, характерных для резервуарной прокачки. В настоящее время, как правило, в использовании резервуарного оборудования при транзитном способе перекачки необходимость возникает лишь в аварийных ситуациях, а в обычном режиме действует принцип «из насоса – в насос».
В настоящее время доля нефтей с высоким уровнем вязкости в общем объеме добываемых жидких углеводородов значительно выросла. Перекачка высоковязкой среды по магистрали с использованием обычных способов – весьма затруднительное дело. В связи с этим применяются следующие перекачивающие технологии:
- перекачка с использованием разбавителей;
- перекачка с предварительным подогревом сырья;
- перекачка с различными присадками и так далее.
Наибольшую эффективность показала первая технология, при которой в качестве разбавителя используют либо газовый конденсат, либо более легкие сорта нефти, либо другие виды углеводородов. Смешивание высоковязкой перекачиваемой среды с разбавителем снижает не только значение её вязкости, но и значение температуры её застывания.
Перекачка с предварительным подогревом тоже достаточно широко, однако в такой технологии есть некоторые нюансы.
По мере движения в трубе между ней и рабочей средой происходит теплообмен, в результате которого рабочий поток постепенно остывает. Для дальнейшего свободного движения возникает необходимость повторить подогрев.
Такие подогревательные пункты на нефтяных магистралях приходится строить через каждые 50-100 километров вдоль всей основной трубы.
Читать также: 
Железнодорожные грузоперевозки
Кроме перечисленных технологий, вязкость и температуру застывания перекачиваемого сырья можно снижать с помощью особых депрессионных присадок. Для парафиновых сортов высоковязкой нефти самой эффективной из отечественных является полимерная поверхностно-активная присадка ДН-1. Из импортных присадок хорошо зарекомендовало себя вещество «Рахаттз». Такие депрессионные присадки добавляют в сырую нефть в пропорции от 0,02 до 0,15 процента от общей массы прокачиваемой жидкости (в зависимости от степени её вязкости).
Магистральная перекачка нефти-сырца и произведенных из неё нефтепродуктов проходит с применением как местных средств автоматики, так и с использованием средств автоматизации, оборудованных дистанционным управлением.
Чтобы обеспечить качественный и своевременный контроль, ремонт и обслуживание трубопровода, он делится на отдельные участки. На каждом из таких участков есть своя насосная станция и штат своих линейных обходчиков.
Именно этот персонал отвечает за текущий эксплуатационный контроль участка магистрали. Для обеспечения текущего контроля также применяются регулярные вертолетные облеты и визуальный контроль при помощи прочих летательных аппаратов.
Как правило, специалисты-ремонтники есть на каждой насосной станции.
Строительство головных насосных станций (ГНС) магистрали стараются производить как можно ближе к районам нефтедобывающих промыслов.
В составе такой станции обязательно есть резервуары для приемки и количественного учета добытого сырья, а также устройства, обеспечивающие запуск очистного скребка, при помощи которого трубопровод очищается от парафиновых отложений. Также в комплекс ГНС входят разделители и другие вспомогательные сооружения.
- YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.
Список используемой литературы:
- Нефть и Нефтепродукты — Википедия
- Хаустов, А. П. Охрана окружающей среды при добыче нефти/ Хаустов, А. П., Редина, М. М. Издательство: «Дело», 2006. 552 с.
- Эрих В.Н. Химия нефти и газа. — Л.: Химия, 1966. — 280 с. — 15 000 экз.
- «Bavarian Clock Haus and Frankenmuth Clock Company». Frankenmuth Clock Company & Bavarian Clock Haus.
Процесс транспортирования газа
Основой функционирования газовой
промышленности на
современном этапе является созданная ранее и постоянно развивающаяся единая система газоснабжения,
представляющая собой органически неразрывное единство газовых промыслов, магистральных
газопроводов, подземных газохранилищ и систем распределения, осуществляющих
непрерывный технологический процесс подачи газа потребителям. Особое место в
ней занимает процесс транспортирования газа, поскольку его характеризует наибольшая
капитале- и фондоемкость среди отраслей газовой промышленности. Размер
себестоимости транспорта газа в среднем по системе втрое больше, чем его
расходы по добыче.
Магистральный
газопровод — это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для
осуществления процесса транспортирования газа. В состав газопровода (рис.
9)
входят головные сооружения, трубопровод с запорной арматурой, отводами и
средствами защиты от коррозии, компрессорные станции, подземные хранилища и
газораспределительные станции (ГРС) и т.д.
Для обслуживания производственного
процесса на газопроводе имеются объекты энерговодоснабжения, линии
электропередач, трансформаторные подстанции, котельные, насосные станции,
артезианские скважины и ряд других объектов.
Основной
производственный процесс транспортировки газа заключается в следующем.
Очищенный и осушенный в процессе промысловой подготовки газ поступает на
головные сооружения газопровода, где проходит дополнительную обработку и
одоризацию (придание специфического запаха с помощью одорантов —
этилмерпонтана, метилмерпонтана).
После этого он направляется непосредственно в
газопровод. Его линейная часть может быть постоянного или переменного диаметра.
На некоторых участках (как правило головных) он состоит из нескольких труб
(одинакового или различного диаметров), уложенных параллельно в одном коридоре.
Через каждые 20—25 км трассы устанавливаются запорные краны для отключения в
необходимых случаях (ремонт, аварии) отдельных участков газопровода. Для
предотвращения трубопровода от коррозии, используются средства катодной
протекторной защиты и электродренажные установки.
Транспортировка
газа по трубопроводу обеспечивается ком-примированием газа на компрессорных
станциях (КС).
Расстояния между КС определяются гидравлическим расчетом с
учетом пропускной способности газопровода, максимального давления на выходе КС,
характеристик компрессоров и турбин, а также местных условий — рельефа
местности, наличия источников энерго- и водоснабжения, близости населенных
пунктов и др. Обычно расстояние между станциями — примерно 120—125 км.
1 — промысловые газосборные сети; 2 — головные сооружения газопровода; 3 — линейная запорная арматура; 4
— городская распределительная сеть; 5 — линейная часть газопровода; 6 — дома обходчиков-ремонтеров; КС —
компрессорная станция; ГРС — газораспределительная станция; ПХГ — подземные
хранилища газа
Современные
компрессорные станции оснащаются средствами автоматики и телемеханики,
позволяющими создать систему централизованного контроля и управления станциями.
Газопроводные
системы осуществляют не только транспортные, но и сбытовые функции (т.е.
реализуют газ различным группам потребителей).
Большое
значение в системе поставок газа имеют подземные хранилища газа (ПХГ). Они
предназначены в основном для выравнивания сезонной неравномерности потребления
газа. Кроме того, ПХГ позволяют более полно использовать пропускную способность
газопроводов и создавать резерв газа в случае неисправностей газопровода.
Подземные хранилища размещают в истощенных нефтяных и газовых (газоконденсатных)
месторождениях или пористых водоносных пластах. Сооружение ПХГ во многом
аналогично обустройству газовых промыслов. Компрессорные станции на ПХГ имеют
переменную нагрузку, поскольку осуществляют перекачку газа как в пласт, так и
из пласта.
Поэтому на этих компрессорных станциях в основном применяются
поршневые газомотокомпрессоры с широким диапазоном регулирования.
В подземных
хранилищах газа в летне-осенний период накапливаются излишки транспортируемого
газа, которые вновь подаются в систему для выравнивания возрастающего потребления
в зимний период.
Основные производственные процессы в магистральном транспорте газа
характеризуются некоторыми особенностями,
обусловливающими специфику форм и методов их организации.
Прежде всего
газопроводный транспорт является узкоспециализированным, по сути,
технологическим. Он предназначен для перемещения одного вида продукции
(природного газа) от мест добычи к потребителям, в отличие от универсальных
разновидностей транспорта — железнодорожного, морского, автомобильного.
Во-вторых,
основные технологические объекты и сооружения расположены на значительной
территории, зависящей от протяженности газопровода.
Важной
особенностью газопроводного транспорта является его жесткая связь с источниками
добычи газа и потребителями, причем режим эксплуатации газотранспортных систем
зависит в большей мере от динамики газопотребления, которое характеризуется
существенными колебаниями.
Существуют различные виды неравномерности: часовая,
суточная, но наиболее важной для экономики транспорта газа является сезонная
неравномерность в силу ее наибольшей величины.
Изменения в уровне загрузки
требуют принятия специальных мер по регулированию этого явления, что приводит к
необходимости вложения дополнительных средств.
В четвертых,
следует указать на то, что процессу транспортирования газа присущ так
называемый «системный эффект», заключающийся в возможности маневрирования
потоками газа и отборами его для регулирования различных видов
неравномер-ностей.
Вместе с тем небольшая
скорость перекачки (35—40 км/ч) обусловливает возможность получать эффект от
этого в основном при решении задач стратегического планирования.
Пятой
особенностью является то, что в процессе транспортирования никаких новых
продуктов не создается, они лишь перемещаются, хранятся и реализуются. Таким
образом, деятельность газотранспортных предприятий и организаций является непосредственно
продукцией отрасли.
-
Важной
особенностью процесса транспорта природного газа является его непрерывность,
которая обусловлена непрерывностью его потребления и добычи. -
Исходя из
особенностей процесса транспорта газа формируется производственная структура газотранспортных предприятий
(объединений). Например, дочернее предприятие (акционерное общество) РАО
«Газпром» — Мострансгаз (МТГ) имеет структуру, включающую в себя предприятия,
осуществляющие три вида деятельности: -
·
—
трубопроводный транспорт; -
·
—
капитальное строительство; -
·
—
подрядную деятельность. -
В состав
подразделений, осуществляющих трубопроводную деятельность, входит 25
управлений магистральными газопроводами (УМГ), два управления эксплуатации
газопроводами (УЭГ), пункт аварийно-восстановительных работ (ПАВР), три подземных
хранилища газа (ПХГ), управление КРГСА, а также ПТП. -
Капитальное
строительство основных средств ведется различными организациями, входящими в
состав МТГ на правах обособленных подразделений. -
В состав МТГ
также входят 13 подразделений, занимающихся подрядной деятельностью, в их числе
8 передвижных механизированных колонн (ПМК). -
·
—
газотранспортного предприятия, осуществляющего транзит газа до границы другого
государства; -
·
—
газотранспортного предприятия, осуществляющего транспорт газа российским
потребителям; -
·
—
городского газового хозяйства, осуществляющего распределение и поставку на
относительно небольшие расстояния конечным российским потребителям. -
Услуги
первого уровня проводятся по международным правилам на контрактной основе в
условиях рыночной конкуренции с зарубежными газотранспортными предприятиями. -
Услуги
второго и третьего уровня проводятся в рамках договора на поставку газа. -
На первом следует внедрять услуги по
обеспечению надежности и гибкости транспорта газа, как наиболее ответственные
с точки зрения соблюдений условий поставки газа и наиболее значимые с точки
зрения получения прибыли и понесения убытков (штрафов).
На втором этапе внедряются остальные виды услуг
— поддержание требуемого давления, хранение газа, учет разности температур и
т.д.
Оптимизация режимов и энергоресурсосбережение при транспортировке углеводородов
Энергоресурсосбережение является одной из важнейших хозяйственных задач.
Рациональное расходование природных ресурсов позволяет не только ослабить экономические проблемы, связанные с нехваткой энергетических ресурсов, но и уменьшить вредную нагрузку на окружающую природную среду.
Транспортировка углеводородов по магистральным трубопроводам на большие расстояния связана со значительным потреблением энергии. Стоимость этой энергии составляет немалую часть в цене энергетического продукта [1].
Наиболее значимые эффекты от решения задачи энергоресурсосбережения при транспортировке углеводородов получаются путем рационального планирования технологических режимов перекачки, основанного на оптимизации расходования энергоресурсов, повышении эффективности использования силового оборудования, переносе энергетической нагрузки на менее нагруженные периоды времени и в регионы с более дешевой энергией, на снижении неравномерности загрузки оборудования и уменьшении риска аварий и отказов.
В современных условиях, в силу ряда экономических и политических обстоятельств многие трубопроводы эксплуатируются в условиях недогрузки или неравномерной загрузки.
При этом предприятия вынуждены эксплуатировать имеющееся оборудование не на максимальных проектных технологических режимах, обеспечивающих полную загрузку и максимальный КПД насосного или компрессорного оборудования, а на пониженных производительностях, используя не все имеющиеся мощности, либо работать циклически. При этом снижается эффективность использования имеющегося оборудования.
В основе оптимизации энергопотребления при транспортировке углеводородов лежит понятие технологический режим. До настоящего времени нет корректного и однозначного понятия технологического режима или режима перекачки. Различные нормативные документы трактуют это понятие по-разному. Самое простое толкование: режим – это набор включенных перекачивающих агрегатов.
Где-то, определяющей характеристикой режима ставится производительность перекачки. Где-то, учитывается электропотребление, где-то в первооснову берутся удельные показатели перекачки.
В качестве примера на рисунке 1 приведена трактовка понятий режимов в одном из регламентов ОАО «АК «Транснефть», организующем разработку технологических карт, обеспечивающих планирование и эксплуатацию технологических участков.
Рисунок 1. Примеры толкований понятий технологического и переходного режимов.
Для полноценного контроля перекачки, планирования потребления электроэнергии, создания предпосылок ее экономии этих определений явно недостаточно.
В более сложных конструкциях в характеристики режима включают технологические особенности гидравлической схемы, свойства перекачиваемой жидкости, степень наполнения емкостей, концентрации ввода присадок, температуру перекачиваемого продукта, характеристики оборудования.
Кроме того, в нормативных документах используется нечеткое понятие стационарного или установившегося режима (рисунок 2). Это не позволяет в должной мере осуществлять контроль и установившихся режимов, и, особенно, переходных режимов, размывает границу между ними.
Как правило, долгосрочное планирование перекачки на участке выполняется на основе набора ряда установившихся режимов.
Чтобы эта работа имела смысл, необходимо иметь достаточно полное, однозначное и технически выполнимое определение установившегося режима, позволяющее отличить один режим от другого.
При этом считается, что переходный процесс при смене режима занимает пренебрежимо малую долю времени и вклад его в общую сумму потребления энергии незначителен.
Но, строго говоря, любой турбулентный режим является неустановившимся.
И, кроме того, поскольку в процессе перекачки имеет место изменение уровней наполнения резервуаров, изменение температуры и смещение партий жидкости с различными свойствами, любой стационарный режим превращается в режим с медленно изменяющимися параметрами. Т.е.
на практике можно говорить о квазиустановившихся режимах, но при этом возникает проблема определения границ, отличающих один режим от другого. Не разрешив для каждого технологического участка вопрос идентификации режима, невозможно говорить об эффективном планировании и контроле технологического режима.
Рис.2. Толкование понятий установившегося режима, в должной мере не позволяющее осуществлять контроль технологического процесса.
Более корректное понятие технологического режима можно дать в следующем виде: Технологический режим – это воспроизводимый с заданной точностью набор определенных параметров, позволяющий идентифицировать режим и осуществлять контроль технологического процесса.
При этом следует заметить, что для разных трубопроводов, с учетом имеющегося оборудования и поставленной технологической задачи перекачки или контроля, набор параметров, определяющих режим, может быть различным.
В наиболее широком смысле каждый режим отличают производительность, энергопотребление, характеристики оборудования, стоимость электроэнергии, безопасность, простота запуска, возможности регулирования, возможности резервирования оборудования, ограничения по давлению или скорости в заданных точках, производительности сбросов и подкачек, требования к стабильности, свойства перекачиваемой жидкости и другие технологические ограничения и особенности. При планировании перекачки необходимо осуществлять подбор наилучшей, экономически целесообразной комбинации режимов, отвечающей всем предъявляемым ограничениям.
В настоящее время долгосрочное планирование и программы энергосбережения основываются на минимизации потребления электроэнергии и топливных ресурсов, снижение затрат на топливно-энергетические ресурсы идет во втором эшелоне.
Рисунок 3. Цель программы энергосбережения.
Это приводит к тому, что государственные программы энергосбережения часто строятся не на эффективном и экономически целесообразном расходовании энергии, а на частных случаях экономии энергоресурсов. В рекомендациях по их формированию лежит перечень мероприятий, часто не связанных друг с другом, каждое из которых должно дать эффект экономии.
Например, повышение КПД насосного оборудования, применение противотурбулентных присадок, замена насосного оборудования, применение частотно регулируемого привода, строительство лупингов, замена ламп, исключение дросселирования, экономия топлива при отоплении и технологических операциях и др.
При этом общий эффект получается простым суммированием эффектов отдельных мероприятий (Рисунок 4).
Рисунок 4. Мероприятия по экономии энергоресурсов.
На простых методиках доказывается, что каждое из этих мероприятий позволяет сэкономить энергоресурсы.
При этом часто в стороне остаются вопросы, какой ценой достигается эффект экономии электроэнергии, повышения КПД, сбережения топлива; как мероприятия влияют друг на друга; как они сказываются на безопасности транспортировки; дают ли мероприятия выигрыш только при краткосрочном планировании; обеспечивают ли покрытие расходов на реконструкцию, ремонт, строительство в долгосрочном планировании; оказываются ли в целом предприятие и страна в выигрыше или реализация мероприятий приведет к необоснованной трате средств.
Рассмотрим планирование энергопотребления на примере одного из технологических участков нефтепровода, работающего в условиях недогрузки (Рисунок 5). Трубопровод с оборудованием, по проекту рассчитанный и построенный на производительность 70 тыс.т/сутки, перекачивает 20 тыс.т/сут.
Рисунок 5. Планирование требуемой насосной мощности.
На рисунке 5 зеленая пунктирная линия показывает зависимость требуемой гидравлической мощности для прокачки нефти на технологическом участке от производительности. Черная линия отображает реальную потребляемую мощность установленного насосного оборудования.
Разность между черной и зеленой линией показывает ту максимальную экономию энергии, которая может быть достигнута совершенствованием преобразования энергии в насосно силовом оборудовании, вплоть до достижения КПД равного 100%, что требует больших вложений в науку.
При этом свойства жидкости, геометрия трубопровода, характер течения остаются неизменными. Синяя штрих-пунктирная линия показывает планируемое потребление мощности, где за точку отсчета взята проектная производительность участка с соответствующим этой производительности КПД насосных агрегатов.
При этом принимается, что КПД насосных агрегатов не изменяется с уменьшением расхода.
Рисунок 6. Эффективность преобразования энергии на технологическом участке.
На рисунке 6 показана реальная зависимость КПД насосного оборудования технологического участка от производительности перекачки.
Желание повысить эффективность преобразования энергии требует замены насосного оборудования на насосы меньшей производительности с более высоким КПД.
Такая замена не всегда целесообразна, ввиду того, что затраты на реконструкцию и обслуживание нового оборудования могут быть существенно выше стоимости сэкономленной энергии, либо срок окупаемости мероприятия окажется слишком большим.
Красная линия на рисунке 5 показывает планирование от достигнутого, когда в качестве точки отсчета берутся фактические данные за прошлый период в условиях недозагрузки и делается прогноз, что если сохранить эффективность использования насосного оборудования, то при увеличении объемов перекачки можно получать экономию энергопотребления. Но это мнимая экономия.
Существование подходов планирования от проектного и фактического потребления объясняется простотой реализации. Они не требуют расчетов и комбинирования большого количества режимов. Построение же реальных характеристик оптимальных режимов технологических участков трудоемко, но позволяет осуществлять более точное планирование.
Необходимость выполнения программ энергосбережения подводит к постановке задач эффективного долгосрочного грамотного планирования. Грамотное планирование следует понимать не просто как составление плана дел на завтра или на следующий месяц.
Это, прежде всего, процесс постоянной разработки каскада взаимоувязанных, построенных на долгосрочных прогнозах и современных достижениях науки и техники планов, включающих планы создания, внедрения новой техники и технологий, планы строительства, реконструкции и ремонта, планы подготовки специалистов и развития социальной сферы.
Все вышеперечисленные планы в большей или меньшей степени представлены в планах транспортировки, а, следовательно, имеют отражение и в планируемых каскадах технологических режимов.
Бездумная погоня за сэкономленными квт часами электроэнергии, иногда может оборачиваться излишними тратами средств и труда.
Не следует также забывать о так называемом «человеческом факторе».
Планируя переключения с режима на режим сложного технологического объекта, которым является трубопровод, следует учитывать и сложность, и особенности перехода с режима на режим, и день недели, и время суток, и погодные условия, и присутствие квалифицированного персонала, и праздники, и степень нагружения трубопровода. Иногда безопасность и безотказность работы объекта важнее нескольких сэкономленных квт часов электроэнергии.
В настоящее время при принятии решений в планировании часто решающим фактором является опыт технологов и интуиция руководства. Более надежным подспорьем в принятии решений должен стать оптимизационный анализ каскада технологических режимов при планировании на долгосрочный период.
Сама по себе эта задача оптимизации режимов и экономии энергоресурсов с учетом всех перечисленных выше особенностей кажется неподъемной с учетом большого числа неопределенностей планирования будущих периодов.
Решить эту задачу можно с помощью формирования комплексных критериев для оптимизации технологических режимов [2]. Критерии не следует рассматривать как догму. В процессе жизни объекта составляющие критериев могут менять приоритетную важность, добавляться или исчезать.
Для различных технологических участков значимыми могут оказаться разные критерии.
Самым универсальным критерием должна выступать экономическая целесообразность мероприятий в долгосрочном (год, 5, 10 лет и т.д.) планировании. При этом, затраты на ремонт реконструкцию, строительство, эксплуатацию, охрану объекта и окружающей среды рассматриваются в комплексе с затратами на транспортировку.
Ввод в нормативную документацию более четких базовых понятий, в частности понятий технологического режима, установившегося режима, комплексных критериев, определяющих эффективность транспортировки по трубопроводам позволят с минимальными затратами осуществлять поиск эффективных решений и осуществлять планирование эффективной работы трубопроводов. Как показывает практика внедрения программ энергосбережения наибольший эффект достигается именно в мероприятиях, связанных с планированием режимов перекачки.
- Из всего сказанного выше вытекают следующие принципы оптимизации технологических режимов:
- — Оптимизация режимов и программы энергоресурсосбережения при транспортировке углеводородов по трубопроводам должны строиться на основе четких и однозначных понятий технологических режимов и комплексных критериев оценки эффективности.
- — В основе оптимизации энергоресурсосбережения при транспортировке углеводородов лежит не один режим, а взаимоувязанный каскад технологических режимов, построенный на основе выбранного комплексного критерия эффективности, обеспечивающий наилучшее решение на планируемый долгосрочный период работы предприятия (страны).
- — Комплексный критерий должен учитывать не только наиболее простые характеристики электропотребления (мощность, потребленную электроэнергию, удельные показатели электропотребления, КПД оборудования), но и особенности поставки углеводородов, особенности технологического участка, затраты на приобретение электро и других видов энергии, безопасность технологического процесса, надежность работы оборудования, затраты на эксплуатацию, обслуживание, ремонт, реконструкцию, строительство, модернизацию, наличие и квалификацию персонала, цикличность работы оборудование, наличие резерва, природные и погодные условия, сложность выполнения технологических операций и др.
- — Комплексный критерий не является догмой и в процессе жизни предприятия, может по мере изменения общественных или политических приоритетов изменяться, совершенствоваться, упрощаться или усложняться.
— Планы, построенные на основе комплексных критериев должны корректироваться по мере изменения критериев и уточнения исходных данных.
Планирование работы трубопровода – непрерывный процесс, связанный с привлечением многих служб (товарно-транспортных, технологических, энергетиков, механиков, эксплуатации трубопроводов, автоматизации, промышленной и экологической безопасности, экономистов и др.).
Выводы
- Наибольший эффект энергосбережения при транспортировке углеводородов достигается в мероприятиях, связанных с планированием режимов перекачки.
- Ввод в нормативную документацию более четких базовых понятий, в частности понятий технологического режима, установившегося режима, комплексных критериев, определяющих эффективность транспортировки по трубопроводам позволит с минимальными затратами осуществлять поиск эффективных решений и планировать экономичную работу трубопроводов.
- Разработка и применение комплексных критериев эффективности дает возможность на основе автоматизированных комплексов расчетов технологических режимов строить системы планирования. Инженеры-технологи должны решать задачи не просто экономии электроэнергии, а задачи эффективного использования энергетических, топливных, человеческих, природных ресурсов на долгосрочный период применительно к технологическому участку, предприятию, отрасли, страны.
- Решение перечисленных задач предопределяет успех поиска эффективных путей энергоресурсосбережения при транспортировке углеводородов.
Литература
1. Мызников М.О. Оптимизация режимов и энергоресурсосбережение при транспортировке углеводородов. //Всероссийская научная конференция «Трубопроводный транспорт углеводородов». 28-29 сентября 2017. г. Омск, Россия. С.160-163.
2. Мызников М.О., Исакова Е.В., Куликов А.С. Сравнительный анализ удельных показателей транспортировки нефти на технологических участках. //Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013, № 4. С.34-39.
Загрузка...
