Важность оптимизации расходов при перекачке нефти – прямой путь к эффективному использованию недр для развития человечества

Введение

Развитие и модернизация топливно-энергетического комплекса России сегодня в значительной степени зависит от дальнейшего совершенствования эксплуатации и обслуживания систем трубопроводного транспорта нефти и природного газа из отдаленных и порой слабо освоенных регионов в промышленные районы страны. Оптимальный режим эксплуатации магистральных нефтепроводов и газопроводов заключается прежде всего в максимальном использовании их пропускной способности при минимальных энергетических затратах на привод насосных агрегатов и компрессорных установок. Эффективность работы насосных и компрессорных станций в значительной степени зависит от выбора типа и числа насосов и газоперекачивающих агрегатов, установленных на станциях перекачки, их энергетических показателей и технологических режимов работы. Современные насосные и компрессорные станции являются важнейшими элементами трубопроводных систем. Они оснащены сложными и энергоемкими газоперекачивающими агрегатами, технологические параметры которых определяют надежность и экономическую эффективность транспортировки нефти и газа потребителям. Одновременно насосные и компрессорные станции представляют собой специализированный производственный комплекс, включающий кроме цеха нагнетателей основное и вспомогательное оборудование по обслуживанию насосов и компрессоров, развитую систему технологических трубопроводов и инженерных коммуникаций, систему контрольно-измерительных приборов и автоматики, связи, энергоснабжения и телемеханики. На нефтеперекачивающих станциях используются крупные подпорные насосы, подача которых может превышать 10 тыс. кубометров нефти в час. Они оснащаются мощными электроприводными агрегатами. Основными типами газоперекачивающих агрегатов на компрессорных станциях в настоящее время являются агрегаты с приводом от газотурбинных электроприводных агрегатов и поршневые газомотокомпрессоры.

Особенности работы газотурбинного привода в наилучшей степени отвечают требованиям эксплуатации газотранспортных систем. Магистральные и подпорные центробежные насосы, газоперекачивающие агрегаты – это мощные современные машины, поэтому обеспечение их эффективной эксплуатации и обслуживания является важной задачей персонала нефтеперекачивающих и компрессорных станций. Персоналу необходимо постоянно поддерживать высокую надежность этих агрегатов, чтобы минимизировать расходы на ремонт и эксплуатацию основного и вспомогательного оборудования систем транспортировки нефти и газа.

Виды нагнетателей и принцип действия центробежных насосов

Нагнетатели различного назначения, к которым относятся насосы, применяемые для транспортировки нефти, являются важнейшим оборудованием, устанавливаемым на НПС. По принципу действия все машины, предназначенные для перемещения жидкостей и газов, подразделяются на две группы:

1. Объемные (поршневые нагнетатели, ротационные и другие агрегаты);
2. Динамические (лопастные нагнетатели, струйные и вихревые машины, машины трения и инерции).

Поршневые нагнетатели, а также родственные им установки имеют следующие особенности работы:

• возвратно-поступательное движение рабочего органа с трением о стенки цилиндра;
• принудительное выталкивание (подача) рабочего тела (за счет чего достигается высокое давление среды на выходе);
• относительно невысокая прерывистая подача среды.

Лопастные нагнетатели делятся на осевые и центробежные и имеют следующие особенности:

• движение рабочего органа вращательное, практически без трения;
• энергия сообщается среде за счет изменения момента количества движения под воздействием лопастей (значительных давлений при этом не достигается);
• подача среды непрерывная и равномерная, по величине практически не ограничена.

Таким образом, поршневые нагнетатели применяются в случае необходимости создания большого давления при малом расходе среды, а лопастные обычно обеспечивают высокий расход при различных давлениях.

Основные показатели насосных агрегатов

Технические параметры нагнетателей необходимо знать персоналу, обслуживающему транспортное оборудование, а также работникам служб наладки и ремонта. Технологические параметры насосов определяют условия проектирования новых нефтепроводов или выбор агрегатов при замене устаревшего оборудования НПС. В качестве опорных значений технических параметров используются величины, соответствующие номинальному режиму работы лопастных машин. Основными показателями, характеризующими работу нагнетателя, являются подача и напор.

Основные сведения о нефтеперекачивающих насосах

Оборудование нефтеперекачивающих станций условно делится на основное и вспомогательное. К основному относятся насосы и их привод, а к вспомогательному – установки, необходимые для нормальной эксплуатации основного оборудования: системы энергоснабжения, смазки, регулирования и измерения параметров перекачки нефти, отопления, вентиляции и т. д. Насосы для перекачки нефти по магистральным трубопроводам применяются как на головной, так и на промежуточных перекачивающих станциях.

Гидравлические потери в нефтепроводе и работа насосов в тракте

Насосы, установленные на НПС, обеспечивают подачу нефти на значительные расстояния по трубопроводам от нефтяных приисков до конечных пунктов. Нефть движется не только по трубам различного диаметра, но и проходит через фильтры, измерительные устройства, теплообменники, запорную и регулирующую арматуру. Для отдельно взятой НПС тракт, обслуживаемый группой магистральных насосов, включает все внутристанционные сооружения от напорного коллектора до входа в подводящий коллектор следующей насосной станции. Короткий тракт подпорных насосов на головных НПС включает промежуточный трубопровод между подпорными и магистральными насосами и запорно-регулирующую арматуру.

Каждый участок нефтепровода обладает гидравлическим сопротивлением. Жидкость, движущаяся по соответствующему тракту, преодолевает два вида сопротивлений – сопротивление трения ∆НТР и местные сопротивления ∆НМ, связанные с изменением формы или направления канала.

Совместная работа насосов при транспорте нефти

Насосы на НПС в большинстве случаев работают совместно, то есть подают среду в одну магистраль. При этом агрегаты могут быть включены в систему параллельно, последовательно или по комбинированной схеме. Подпорные насосы на головных НПС устанавливаются параллельно группами до четырех штук не только с целью повышения подачи, но и для резервирования, что обеспечивает высокую надежность и экономичность работы оборудования нефтепровода. При такой работе магистральных насосов удается расширить диапазон регулирования подачи жидкости в нефтяной тракт. При параллельном соединении одинаковые характеристики, то есть однотипные насосы. Это упрощает их обслуживание, ремонт и обеспечивает устойчивую работу на различных режимах, в том числе при регулировании подачи. Однако иногда приходится использовать одновременно основные и резервные агрегаты, имеющие различные характеристики.

Диагностика насосных агрегатов

Безаварийная экономичная эксплуатация НПС требует организации технического обслуживания и ремонта магистральных, подпорных и вспомогательных насосов. При этом предусматривается выполнение диагностических контролей, всех видов ремонтов выездными ремонтными и диагностическими бригадами на блочном пункте обслуживания (БПО) или ремонтными бригадами НПС. Диагностический контроль осуществляется на работающих и выведенных из эксплуатации насосных агрегатах. В процессе эксплуатации насосов на НПС возможно проведение трех видов ремонта:

1. Текущий ремонт, который не требует транспортировки узлов нагнетателя на БПО и осуществляется без вскрытия крышки насоса;
2. Средний ремонт предусматривает разборку насоса без демонтажа с фундамента, при этом ротор заменяется новым или отремонтированным вместе с другими изношенными узлами. Демонтированный ротор в сборе доставляется на БПО для дефектоскопии и ремонта;
3. Капитальный ремонт насоса, как правило, затрагивает все основные узлы нагнетателя и требует его демонтажа. Ремонт фундамента, стакана подпорного насоса, демонтаж и монтаж агрегата производятся выездной ремонтной бригадой БПО.

Оценка работоспособности насосов по параметрическим критериям

После монтажа и пуска в эксплуатацию нового насосного агрегата или после ремонта необходимо определить рабочие параметры, называемые базовыми, и сравнить их с паспортными. При отклонении напора насоса от паспортных значений в сторону уменьшения на 4% и более, а КПД насоса более чем на 3% необходимо провести техническое обследование насосного агрегата, запорной арматуры вспомогательных систем, включая обследование проточной части насоса на предмет обнаружения искажения отливки корпуса и рабочего колеса, некачественного выполнения литья и механической обработки.

В случае значительного отличия базовых значений характеристики от паспортных данных необходимо производить доводку насосного агрегата с последующим повторным определением новой базовой характеристики и сравнением характеристикой. Основным критерием удовлетворительной работы торцевых уплотнений является величина утечек, замеряемая объемным способом, она должна быть не более 0,3 10–3 м³/час. Контроль работоспособности торцевых уплотнений насоса может осуществляться также измерением температуры торцевого уплотнения и температуры нефти в насосе на входе в камеру торцевых уплотнений с помощью термодатчиков.

Испытания насосных агрегатов

При эксплуатации оборудования НПС персоналу приходится обслуживать насосные установки с комплектом оборудования, смонтированного по определенной схеме, обеспечивающей работу насоса в заданных условиях. Важным элементом эксплуатации насосных агрегатов являются их периодические испытания. Для насосов по ГОСТ 6134-91 устанавливаются следующие виды испытаний:

Предварительные заводские, приемочные, испытания установочной партии, приемо-сдаточные, типовые и определительные испытания на надежность. Каждый насос, поставленный на испытания, должен подвергаться обкатке в рабочем интервале подач Q длительностью не менее двух часов. При испытаниях в зависимости от их вида могут сниматься следующие характеристики:

• Напорная характеристика,
• Энергетическая характеристика,
• Кавитационная характеристика,
• Виброшумовая характеристика.

Оценка эффективности работы магистральных и подпорных насосов

Магистральные и подпорные насосы на НПС потребляют значительное количество электроэнергии, поэтому экономичная и эффективная эксплуатация насосных агрегатов является важной задачей обслуживающего персонала. В процессе работы необходимо также поддерживать высокую надежность всего оборудования НПС, чтобы снизить затраты на ремонт и эксплуатацию насосных агрегатов. Экономичность работы насосного оборудования определяется значением КПД в процессе эксплуатации. В связи с этим на работающих агрегатах необходимо производить анализ фактических напорных и энергетических показателей и разрабатывать мероприятия по снижению эксплуатационных затрат. Фактические показатели работы насосных агрегатов при перекачке нефти обычно ниже нормативных паспортных значений (КПД на 4–6%, развиваемый напор на 9–10%). Снижение показателей приводит к значительному экономическому ущербу. Основными причинами снижения КПД магистральных насосов на НПС являются:

• конструктивные заводские недоработки или изменения размерных характеристик агрегатов после ремонта;
• повышенные объемные потери в щелевых уплотнениях;
• увеличения уровня вибрации насоса в результате некачественной сборки, монтажа, возникающих при эксплуатации дефектов;
• влияние кавитации в насосе;
• влияния вязкости перекачиваемой нефти;
• недостаточный подпор на входе в насос;
• работа насосов в нестационарных режимах и другие факторы.

Способы повышения КПД насосных агрегатов

Известно, что затраты на электроэнергию являются одной из главных статей расходов на добычу, а большая доля этих затрат связана с электропитанием приводов насосных агрегатов. В общих затратах НПС на электроэнергию расходы на электропотребление насосных агрегатов составляют до 80%. К сожалению, до сих пор эффективность работы насосных агрегатов, используемых на магистральных газопроводах, недостаточна. Так, осредненный полный коэффициент полезного действия насосных агрегатов составляет около 60–70%. Независимо от назначения и типоразмера насосов значения их КПД изменяются в широком диапазоне. В 80% случаев низкие значения КПД обусловлены несоответствием гидравлических характеристик сети рабочим параметрам насоса. В остальных случаях низкое значение КПД является следствием износа. В общем случае повышение эффективности эксплуатации насосного оборудования требует решения нескольких первоочередных задач:

• отказа от оценки работы механических служб по величине межремонтного периода агрегатов, приводящей к эксплуатации агрегатов со значительным износом;
• разработки более совершенной аппаратуры для контроля эффективности работы насосного оборудования;
• внедрения на НПС периодического контроля КПД насосных агрегатов;
• оценки темпов износа насосного оборудования;
• разработки методик для обоснования необходимости вывода агрегата на капитальный ремонт (износ секционных насосов может быть устранен только при капитальном ремонте).

Повышение КПД магистральных насосов при применении частотного регулирования

Основными потребителями электрических станций являются магистральные и подпорные насосы. Поэтому актуальной задачей является повышение эффективности их работы. Одним из путей повышения эффективности работы МН является применение частотно-регулируемого электропривода (ЧРП). Внедрение ЧРП на НПС позволит решить задачу не только снижения потребления электроэнергии насосными агрегатами, но и исключить возникновение гидравлических ударов в системе трубопроводов; повысить уровень автоматизации технологических процессов. Повышение КПД насосов на НПС при использовании ЧРП обеспечивается в тех режимах, когда регулирование давления в трубопроводе (дросселирование).

Использование регулируемого привода насоса как исполнительного органа системы автоматического регулирования давления позволяет повысить эффективность регулирования, увеличив пропускную способность нефтепроводов за счет уменьшения зазора безопасности между установкой защиты и установкой регулятора.

Частоту вращения ротора насоса можно регулировать изменением частоты вращения вала двигателя или используя специальные механизмы, которые изменяют частоту вращения ротора насоса при постоянной частоте вращения вала двигателя. Для регулирования режимов работы насосов изменением частоты вращения ротора может быть применен регулируемый электропривод. В качестве привода используются электродвигатели постоянного и переменного тока. Двигатели постоянного тока позволяют осуществить регулирование частоты вращения в широком диапазоне, а моментные характеристики двигателей постоянного тока хорошо согласуются с самыми различными характеристиками приводных механизмов. Регулировать частоту вращения таких двигателей можно различными методами (наиболее простой – введение реостата в цепь ротора двигателя), однако у них малый диапазон регулирования, повышенные требования к обслуживанию. Кроме того, с ростом мощности и номинальной частоты вращения наличие коллектора проявляется все в большей степени. Коллектор ограничивает параметры двигателя постоянного тока как по току, так и по напряжению, а следовательно, и по мощности.

В настоящее время основным способом регулирования режима работы магистральных нефтепроводов является изменение числа насосов в пределах технологического участка. Подборе числа насосов производительность от номинальной подачи насосов, при этом насосы работают не в оптимальном режиме и КПД насоса ηн снижается по сравнению с номинальным значением.

Заключение

В связи с непрерывным ростом стоимости энергоресурсов в стране и увеличением себестоимости транспорта нефти, важнейшим направлением работ в области трубопроводного транспорта нефти следует считать разработки, направленные на снижение и экономию энергозатрат.

Анализ состояния и режимов работы нефтетранспортной системы страны показывает, что разработка и внедрение энергосберегающих технологий с целью экономии энергозатрат на нужды перекачки связана прежде всего с реконструкцией и заменой морально устаревшего и изношенного нефтетранспортного оборудования, оптимизация технологических режимов работы нефтепроводов. Необходимо повышать качество ТО и ремонта нефтеперекачивающего оборудования, развивать систему их диагностического состояния.