CC BY
13
горных работ УДК 621.311
Поступила 20.04.2005
СПОСОБ ОЦЕНКИ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНОСТИ
РЕКОНСТРУКЦИИ И СТРОИТЕЛЬСТВА ТРУБОПРОВОДНОЙ ЧАСТИ НЕФТЕПРОВОДОВ
Канд. техн. наук КОЛЕСНИК Ю. Н.
Учреждение образования «Гомельский государственный технический университет имени П. О. Сухого»
В процессе эксплуатации многониточных нефтепроводов неизбежны переключения, обусловленные необходимостью перехода с одной конфигурации трубопроводной системы на другую. Причинами таких переключений являются ремонтные работы, а также реконструкция и строительство трубопроводов - линейной части нефтепроводов, что оказывает существенное влияние на энергоэффективность [1]. В этих условиях актуальна оценка изменения расхода электроэнергии, позволяющая осуществлять контроль энергоэффективности.
Для оперативной оценки энергоэффективности перехода с одной конфигурации трубопроводной системы на другую в ходе эксплуатации нефтепровода необходимо знать динамику характеристики конфигурации его линейной части. Важной характеристикой конфигурации является эквивалентный диаметр трубопроводов [2]. Практика показала, что определение эквивалентного диаметра протяженного многониточного нефтепровода является весьма трудоемкой задачей, поскольку, как правило, для его линейной части характерна сложная конфигурация (рис. 1).
Рис. 1. Фрагмент линейной части участка нефтепровода
При ее решении следует учитывать внутренние диаметры всех трубопроводов, включая петлевые обводные участки (лупинги), распределенные по протяженности нефтепровода (табл. 1). Проблему усложняет также и то, что при турбулентном движении нефти расход электрической энергии нефтепровода связан с эквивалентным диаметром трубопроводов через показатель степени 4,75 [2, 3]. Поэтому ошибка в определении только эк-
вивалентного диаметра на 1 % может увеличить погрешность расчета расхода электрической энергии примерно на 5 %.
Таблица 1
Характеристика трубопроводной системы одного из участков нефтепровода «Дружба»
Трубопровод Участок 0... 120-й км Участок 120.233-й км
Перемычки, шт. Лупинги, шт. Перемычки, шт. Лупинги, шт.
0 630 мм 5 3 3 4
0 820 мм 8 3 8 3
0 720 мм 8 0 9 0
Всего 12 6 11 7
Участок 233.355-й км Участок 355 .441-й км
0 630 мм 4 0 5 0
0 820 мм 2 0 4 0
0 720 мм 3 0 1 0
Всего 5 0 6 0
Таким образом, с помощью эквивалентного диаметра не всегда возможно достоверно оценивать энергоэффективность перехода с одной конфигурации трубопроводной системы на другую. Поэтому для решения этой задачи разработан способ, основанный на использовании новой характеристики конфигурации линейной части нефтепровода.
Для пояснения способа рассмотрим фрагмент трехниточного участка нефтепровода (рис. 2). Для упрощения расчетов длину Ь фрагмента рассматриваемого участка 1-2 принимаем равной 1000 м.
В основе идеи определения характеристики конфигурации лежит предположение о том, что длина ЬО, вводимого/выводимого трубопровода диаметром Э, может быть пересчитана к эквивалентной длине 0дусл условного диаметра Оусл. При этом в части нефтепровода с изменившейся конфигурацией потери мощности в трубопроводах не изменятся
АЛО = А^Оусл,
где АЛОь АЛОусл - соответственно потери мощности при вводе/выводе трубопровода диаметром Д и Оусл в участке нефтепровода 1-2, Вт (рис. 2).
Пересчет длины вводимого/выводимого трубопровода диаметром Э, к эквивалентной длине 0Оусл условного диаметра Оусл выполняется с помощью коэффициентов, алгоритм определения которых представлен ниже (на примере трехниточного нефтепровода).
1. Определяются потери мощности в режиме параллельной работы трех трубопроводов (ниток нефтепровода) участка 1-2 (рис. 2) по выражению [2]
Ш = уgАhQ,
где у - принятая плотность нефти, у = 860 кг/м3; g - ускорение свободного падения, g = 9,81 м/с2; Ак - потери напора в рассматриваемой части нефтепровода (рис. 2), м, обусловленные гидравлическим сопротивлением. Они
1
Д = 630 мм
С>2 = 720 мм
Эз = 820 мм
Рис. 2. Фрагмент участка нефтепровода
2
рассчитываются по формуле Дарси-Вейсбаха [2], которая при турбулентном характере движения нефти с использованием выражения Блазиуса для определения гидравлического сопротивления [3] путем несложных преобразований записывается следующим образом:
0,25^,1,75
АИ = 0,0246
Lv0'25Q Д4
и при Ь = 1000 м, принятой вязкости V = 17,5 сСт принимает вид:
АИ = 1,59
а
1,75
,4,75
Д
где Q - принятая производительность нефтепровода, Q = 1,51 м3/с; Ээ -эквивалентный внутренний диаметр трубопроводов рассматриваемой части нефтепровода (рис. 2), Д = 1,0813 м.
Тогда значение потерь мощности АЫ в трубопроводах трехниточного нефтепровода по расчетам составит 29155 Вт.
2. Аналогично определяются расчетные значения потерь мощности в режиме параллельной работы двух трубопроводов трехниточного нефтепровода, при выведенной нитке диаметром Э, (рис. 3).
а
Эх = 630 мм В2 = 720 мм
б
Эх = 630 мм
В1 = 630 мм
В3 = 820 мм
В2 = 720 мм Въ = 820 мм
£>2=720 мм
В3 = 820 мм
Рис. 3. Варианты конфигурации линейной части нефтепровода: ••• - выведенная нитка
Результаты расчетов представлены в табл. 2.
Таблица 2
Влияние конфигурации нефтепровода на потери мощности в трубопроводах
Конфигурация нефтепровода (рис. 3) Ээ, м АН, м Ы, Вт
Вывод трубопровода диаметром Эх (В2//Вз) 0,985 3,5 44882
То же Э2 (ЭУЮз) 0,934 4,5 57686
То же Э3 ^/Юг) 0,862 6,6 84219
3. Определяется влияние вывода трубопровода диаметром Э, на величину мощности, теряемой в линейной части трехниточного нефтепровода:
АЫ = АЫв - АЫ,
и рассчитываются искомые коэффициенты приведения длины вводимого/выводимого трубопровода диаметром Э, к эквивалентной длине 0Вусл трубопровода условным диаметром £усл:
АМ
К
Ld ^ LdусЛ АМ
в
2
1
2
2
где АМусл - величина, характеризующая влияние на мощность АМ вывода нитки нефтепровода с условным диаметром, Вт, например, Аусл = А =
= 630 мм;
А^усл — ¿^я -АN.
Таблица 3 Коэффициенты для определения характеристики конфигурации
Результаты расчетов представлены в табл. 3.
Аналогичным образом определялись значения коэффициентов приведения Кы^Ьс1усл при вариации диаметров трубопроводов в возможных пределах, заданных калибровочными таблицами: А = 0,61...0,63 м; А2 =
= 0,7...0,72 м; А3 = 0,8...0,82 м. По результатам расчетов получены выражения для расчетов коэффициентов с учетом фактических внутрен них диаметров трубопроводов:
Д мм 630 720 820
АМ, Вт 15727 28531 55064
К 1 1,81 3,5
К - + 5,318 + 1,039
13,94
- 547 2,496 - 5,692 0,228
720^Ld630 - 5,47 + + "
А
А.
А
630^Ы630 — 3,05
1,291
~оГ
Отметим, что значения коэффициентов Кы^Ь&/сл не зависят от принятых выше параметров Ь, Q, V, у, а это существенно упрощает аналогичные расчеты для других многониточных участков нефтепровода.
С использованием полученных коэффициентов КЬ^Ьйусл определяется характеристика конфигурации линейной части нефтепровода км, на момент времени t
Qt — Qt-1 + 6Оусл ,
где 6дусл - эквивалентная длина введенного/выведенного в момент времени t трубопровода условным диаметром Аусл, км.
Для расчета 6дусл определяется значение прироста длины Ьы (знаком «+» при вводе, «-» при выводе) трубопровода диаметром на момент времени t, по отношению к моменту времени t - 1. Полученное значение длины Ьы трубопровода диаметром пересчитывается к эквивалентной длине Эдусл трубопровода диаметром Аусл
^Оусл — ^LDiKLd ^Ldусл ,
где Ьы - длина вводимого/выводимого участка трубы диаметром Аь км.
Таким образом, предлагаемая характеристика конфигурации численно равна протяженности построенного трубопровода с условным диаметром с начального момента времени t0 на момент времени t.
На рис. 4 представлена динамика полученной характеристики конфигурации линейной части одного из участков нефтепровода «Дружба». За три года конфигурация линейной части данного нефтепровода в результате реконструкции и строительства трубопроводов изменялась 10 раз (рис. 4).
а
200 0,. КМ 100 50 0<
Ж4 110,4 158,4 158,4
"137,4
81,4| /54^4 84^4
/ 51,4 №к онфш "урац ИИ, и
1
5 6 б
10 11
200 О,. КМ 100 50 0
140,5 137,4 158,4 J
81,4 *Щ7 1-« /
81,4 479 /б5,7 98,2
65,4 N » ква зтала
20(№ 1 2
2002 г. 1 2 3
2003 г. 1 2 3
Рис. 4. а - характеристика конфигурации по режимам ее изменения; б - то же по кварталам 2001-2003 гг.; □ - то же за первые кварталы 2001-2003 гг.
Энергоэффективность транспортировки нефти по данному участку в условиях перехода с одной конфигурации трубопроводной системы на другую оценивается с помощью номограмм, представленных на рис. 5,6.
ULM ULM ULM LMM l-t H - H H- H -n- t-l-t-l-
IM L t- 4-1 -1 М 1 М L + Н L IM С JUi -+ Н +- JPI J LM ^ Н + ^ М4 J ш Н -t-1-t МММ JIM -l+H JIÖ J 1 M -1+ H J4 Ml _M U -l-t t-:MP
LIL L L U L L U L JLI1 L LIL -1 -L l_l J L LI -ü LI
П1 Г LIL L LUL. -- -1 п-г --- — м ---
Рис. 5. Номограмма для оценки удельного расхода электроэнергии И'"уд при вязкости нефти V = 21,7 сСт
Первоначально определяется энергоэффективность IV,':л, кВт-ч/(тыс. т-км), при заданном среднесуточном грузообороте нефти Р, млн т-км, характеристике Э, км, и вязкости нефти V = 21,7 сСт (рис. 5). Полученное значение используется для определения энергоэффективности Жуд, учитывающей реальную вязкость нефти V (рис. 6).
Аналогичные номограммы для оценки энергоэффективности, основанные на разработанном способе и использовании характеристики конфигурации 9, могут быть построены и для других многониточных участков нефтепровода.
Рис. 6. Номограмма для расчета удельного расхода электроэнергии 1¥щ с учетом реальной вязкости нефти
ВЫВОД
Предлагаемый способ позволяет оценивать энергоэффективность в условиях перехода с одной конфигурации трубопроводной системы на другую с помощью новой характеристики конфигурации, основанной на анализе лишь изменившейся части трубопроводной системы и пересчете длины вводимого/выводимого трубопровода с заданным диаметром к эквивалентной длине трубопровода с условным диаметром.
ЛИТЕРАТУРА
1.Родина Л. С., Токочакова Н. В., Колесник Ю. Н. Моделирование режимов электропотребления предприятий транспорта нефти // Вестник МЭИ. - 2002. - № 3. - С. 71-76.
2.Методика оценки эффективности использования электрической энергии на перекачку нефти по трубопроводам в условиях снижения объемов перекачки. - Уфа: Ин-т механики УНЦ РАН, 1999. - 36 с.
3. Справочник по проектированию магистральных трубопроводов / Под ред. А. X. Дерцакяна. - Л: Недра, 1977. - 519 с.
Представлена кафедрой
электроснабжения Поступила 20.04.2005
