ОБОСНОВАНИЕ ПРИМЕНЕНИЯ РЕСУРСОСБЕРЕГАЮЩИХ ТЕХНОЛОГИЙ ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ НЕФТИ

Введение

Трубопроводный транспорт является базовым способом перемещения значительных объёмов нефти на большие расстояния. Энергетические затраты при этом во многом определяются работой насосных агрегатов, величиной гидравлического сопротивления линейной части и соответствием фактического режима перекачки характеристикам оборудования. Рациональная эксплуатация магистральных нефтепроводов предполагает согласование производительности, напора и технического состояния насосного оборудования с текущими условиями транспортировки [7, 12].

Актуальность ресурсосбережения усиливается тем, что снижение потребления электроэнергии на опасном производственном объекте не может рассматриваться как самостоятельная цель. Изменение режима должно одновременно соответствовать требованиям промышленной безопасности, экологической устойчивости и надёжности оборудования [10, 9]. Поэтому экономически привлекательное мероприятие не может считаться обоснованным, если оно приводит к росту давления выше допустимого уровня, ухудшению условий работы насосов, увеличению вибрации или повышению вероятности отказа.

В нормативном поле задача ресурсосбережения связана как с повышением энергетической эффективности [11], так и с применением системного энергетического менеджмента [6]. Для нефтеперекачивающей станции это означает необходимость не только фиксировать суммарное электропотребление, но и сопоставлять его с объёмом выполненной транспортной работы, состоянием оборудования и технологическими ограничениями.

Целью статьи является обоснование комплексного подхода к применению ресурсосберегающих технологий при перекачке нефти. Для достижения цели решаются следующие задачи: определить измеримые показатели эффективности; сформировать последовательность гидравлического и энергетического анализа; учесть данные технической диагностики; установить ограничения безопасности; предложить порядок выбора и последующего контроля ресурсосберегающих мероприятий.

Материалы и методы

Методическую основу составляет совместное применение гидравлического расчёта, энергетического анализа, оценки технического состояния оборудования и риск-ориентированного сравнения альтернатив. Такой подход соответствует общему принципу управления риском, при котором решение оценивается не по одному показателю, а с учётом возможных последствий и установленных ограничений [5]. При анализе состояния насосных агрегатов целесообразно использовать накопленные эксплуатационные данные о режимах, отказах и техническом обслуживании [14, 15].

В качестве основного энергетического показателя предлагается использовать удельный расход электроэнергии на транспортировку нефти. Для фиксированного интервала наблюдения он может быть определён как отношение потреблённой электроэнергии E к массе перекачанной нефти M:

e = E / M.

Сопоставление значения e до и после изменения режима позволяет исключить ошибочный вывод об экономии, возникающий только из-за уменьшения объёма перекачки. При наличии нескольких насосных агрегатов показатель следует анализировать по станции в целом и, по возможности, по отдельным агрегатам. Энергетический анализ должен проводиться при сопоставимых технологических условиях либо с учётом различий производительности, свойств продукта и требуемого напора.

Для проверки причин повышенного энергопотребления используется гидравлический баланс [1]. Полезная гидравлическая мощность потока определяется расходом Q, плотностью нефти ρ, ускорением свободного падения g и создаваемым напором H:

Pг = ρgQH.

Связь полезной гидравлической мощности с электрической мощностью привода определяется совокупным коэффициентом полезного действия насосного агрегата. Если фактическое электропотребление растёт без соответствующего увеличения транспортной работы, это может указывать на смещение рабочей точки, увеличение гидравлического сопротивления, ухудшение технического состояния насоса или электродвигателя, а также на погрешности измерения. Для центробежных насосов нефтяной промышленности принципиально важно учитывать рабочую область и требования к эксплуатации оборудования [13].

Диагностическая часть методики включает контроль давления и расхода, потребляемой мощности и тока, вибрации, температуры подшипников и других доступных параметров состояния. Конкретный перечень контролируемых признаков определяется составом средств измерений на объекте. Диагностика необходима для подтверждения того, что энергосберегающий режим не создаёт скрытого ухудшения технического состояния. Сведения о надёжности и отказах целесообразно структурировать по единым правилам, чтобы сравнение режимов опиралось на сопоставимые данные [14].

Обоснование комплекса ресурсосберегающих мероприятий

Первым направлением является режимная оптимизация работы насосной станции. Её смысл состоит в выборе такого сочетания работающих агрегатов и таких параметров перекачки, при которых требуемая производительность обеспечивается с минимально обоснованным удельным энергопотреблением. При этом должны соблюдаться технологические ограничения по давлению, пропускной способности трубопровода и допустимым режимам работы насосного оборудования. Режимная оптимизация имеет приоритет перед капиталоёмкой модернизацией, поскольку сначала необходимо использовать потенциал уже установленного оборудования.

Вторым направлением является снижение необоснованных гидравлических потерь. Рост сопротивления трубопроводного участка повышает требуемый напор и, следовательно, электрическую нагрузку насосной станции. Поэтому динамика давления, расхода и расчётных потерь напора должна анализироваться совместно. Причиной отклонения могут быть изменение свойств перекачиваемой нефти, состояние линейной части, арматуры и технологического оборудования. Проектные и эксплуатационные требования к трубопроводам задают границы допустимых решений и должны учитываться при любом изменении режима [1, 3, 4].

Третьим направлением является поддержание технической эффективности насосных агрегатов. Износ проточной части, отклонение от рациональной рабочей области, ухудшение состояния подшипников и электропривода способны одновременно повышать энергопотребление и увеличивать риск отказа. Поэтому решение о ремонте или модернизации следует обосновывать не только по факту аварийного дефекта, но и по устойчивому ухудшению энергетических и диагностических показателей. Такой подход связывает ресурсосбережение с управлением активами и надёжностью [14, 15].

Четвёртым направлением может быть применение частотно-регулируемого электропривода, если технологический режим предполагает значительное и регулярное регулирование производительности. Однако установка преобразователя частоты сама по себе не гарантирует экономический эффект. До принятия капитального решения необходимо установить продолжительность регулируемых режимов, диапазон требуемой производительности, характеристики насоса и электродвигателя, а затем сравнить ожидаемое снижение потребления с капитальными и эксплуатационными затратами. Если станция длительно работает вблизи постоянной расчётной производительности, эффект такого решения может быть ограниченным.

Пятым направлением является совершенствование измерения и управленческого контроля. Ресурсосберегающий эффект должен подтверждаться архивом АСУ ТП или SCADA, данными коммерческого либо технического учёта электроэнергии и параметрами технологического режима. В систему оперативных показателей целесообразно включать удельное энергопотребление, отклонение фактического режима от расчётного, количество диагностических предупреждений и продолжительность работы оборудования в нежелательных режимах. Такой набор показателей соответствует логике непрерывного улучшения энергетической результативности [6].

Порядок оценки эффективности

Для практического применения предлагается последовательность из шести этапов. На первом этапе формируется базовый период и проверяется качество исходных данных. На втором рассчитывается удельное энергопотребление и выделяются интервалы с устойчивым превышением базового уровня. На третьем выполняется гидравлический анализ, позволяющий отделить технологически обусловленные затраты от потенциально устранимых потерь. На четвёртом результаты сопоставляются с диагностическими признаками состояния насосных агрегатов. На пятом рассчитываются альтернативные режимы и проверяются ограничения промышленной и экологической безопасности. На шестом выбранный режим закрепляется в оперативных инструкциях, а его эффект контролируется по тем же показателям, которые использовались для построения базовой линии.

Энергетический результат мероприятия за выбранный период может быть выражен через изменение удельного показателя:

ΔE = (e₀ − e₁) · M,

где e₀ — базовый удельный расход электроэнергии; e₁ — удельный расход после внедрения мероприятия; M — масса нефти, перекачанная за оцениваемый период. Положительное значение ΔE характеризует расчётное снижение электропотребления при сопоставимом объёме транспортной работы. Для управленческого решения этого показателя недостаточно: дополнительно необходимо подтвердить отсутствие недопустимого роста технологических и диагностических рисков.

Предлагаемый критерий принятия решения может быть сформулирован следующим образом: мероприятие считается обоснованным, если оно снижает удельное ресурсопотребление, сохраняет технологическую производительность на требуемом уровне и не нарушает установленные ограничения по безопасности и техническому состоянию. При конфликте критериев приоритет должен отдаваться требованиям промышленной безопасности и надёжности [2, 9]. Такой принцип особенно важен для опасных производственных объектов, где локальная экономия не должна увеличивать вероятность утечки, отказа оборудования или аварийной остановки [9].

Практическая значимость

Практическая ценность предложенного подхода состоит в возможности поэтапного внедрения без обязательного начала с дорогостоящей модернизации. На первом этапе используются уже имеющиеся эксплуатационные данные: архивы давления и расхода, энергопотребление, сведения о работе насосов и результаты диагностики. Это позволяет сформировать базовый уровень и определить, где именно возникают потери. Только после выявления устойчивой причины принимается решение о наладке режима, техническом обслуживании, ремонте, совершенствовании измерений или капитальной модернизации.

Для нефтеперекачивающей станции такой порядок снижает риск ошибочных инвестиций. Например, повышенное электропотребление может быть вызвано не недостаточной эффективностью электропривода, а ростом гидравлического сопротивления или ухудшением состояния насоса. В этом случае установка нового регулирующего оборудования не устраняет первопричину. Напротив, совместное рассмотрение энергетических, гидравлических и диагностических данных позволяет направить мероприятие на тот фактор, который действительно формирует избыточные затраты.

Отдельное значение имеет экологическая составляющая. Ресурсосбережение в трубопроводном транспорте должно оцениваться совместно с риском потерь герметичности и воздействием на окружающую среду [8, 10]. Поэтому контроль состояния трубопровода и оборудования является не внешним ограничением энергосберегающей программы, а её обязательной частью. Это позволяет избежать ситуации, при которой снижение электрической нагрузки достигается ценой ухудшения устойчивости технологического процесса.

Заключение

Ресурсосбережение при перекачке нефти целесообразно реализовывать как комплексную технологию управления режимом, а не как набор изолированных мероприятий. Основой такой технологии являются измерение удельного энергопотребления, гидравлический расчёт, анализ технического состояния насосного оборудования и проверка ограничений промышленной и экологической безопасности.

Наиболее рациональная последовательность действий состоит в формировании достоверной базовой линии, выявлении причин повышенного потребления, расчёте альтернативных режимов, диагностической проверке и последующем контроле достигнутого эффекта. Такой порядок позволяет обосновывать как малозатратные режимные решения, так и капитальные мероприятия, включая применение частотно-регулируемого привода и модернизацию насосных агрегатов.

Предложенный подход может использоваться на нефтеперекачивающих станциях и линейных участках после уточнения фактических характеристик конкретного объекта. Его применение создаёт методическую основу для выбора ресурсосберегающих решений, при которых снижение удельного расхода энергии подтверждается эксплуатационными данными и достигается без ухудшения показателей надёжности и безопасности.

Список литературы

1. Бородавкин П.П. Подземные магистральные трубопроводы. Проектирование и строительство. – М.: Недра, 2011.
2. ГОСТ 12.0.003⁠–⁠2015. Система стандартов безопасности труда. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.
3. ГОСТ 32569-2013. Трубопроводы технологические стальные. Требования к устройству и эксплуатации.
4. ГОСТ Р 58367-2019. Обустройство месторождений нефти на суше. Технологическое проектирование.
5. ГОСТ Р ИСО 31000-2019. Менеджмент риска. Принципы и руководство.
6. ГОСТ Р ИСО 50001-2023. Системы энергетического менеджмента. Требования и руководство по применению.
7. Гумеров А.Г., Гумеров К.М., Акбердин А.М. Эксплуатация магистральных нефтепроводов. – М.: Недра, 2015.
8. Мешалкин В.П., Бутусов О.Б. Компьютерная оценка воздействия на окружающую среду магистральных трубопроводов. – М.: ИНФРА-М, 2015.
9. О промышленной безопасности опасных производственных объектов: Федеральный закон от 21.07.1997 № 116-ФЗ.
10. Об охране окружающей среды: Федеральный закон от 10.01.2002 № 7-ФЗ.
11. Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации: Федеральный закон от 23.11.2009 № 261-ФЗ.
12. Трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов: учебное пособие / под ред. В.В. Харламова. – М.: Инфра-Инженерия, 2020.
13. API Standard 610. Centrifugal Pumps for Petroleum, Petrochemical and Natural Gas Industries.
14. ISO 14224:2016. Petroleum, petrochemical and natural gas industries. Collection and exchange of reliability and maintenance data for equipment.
15. ISO 55000:2014. Asset management. Overview, principles and terminology.