WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |

Короткий надземный участок имеет тепловую изоляцию толщиной – 5 см. При нормальной работе трубопровода подогрев нефти не требуется. Однако возможные случайные остановки на время Т (часы) требуют повышения температуры на надземном участке. Для того чтобы при возобновлении перекачки температура на надземном участке была выше температуры застывания, необходимо поддерживать температуру надземного участка 22°С для времени остановки 48 часов. Соответственно температура подогрева нефти в начальном пункте трубопровода будет зависеть от длины начального подземного участка L1 (рис. 13). При расчете принято, что минимальная среднесуточная температура воздуха 0 = -40°С. Следует отметить, что в трубопроводном транспорте допускаются аварийные остановки до 3-х суток. Однако при Т = 72 часа температура подогрева 56°С даже при L1 =0. Повышенная температура перекачки на подземном участке трубопровода окажет дополнительное тепловое воздействие на грунт.

0 20406080 Это может иметь негативные -последствия при прохождении L1, км трассы трубопровода в вечноРис. 13. Зависимость температуры подогрева от L1:

1 – Т=24 ч.; 2 – Т=36 ч.; 3 – Т=48 ч.

мерзлом грунте. На рис. представлена зависимость необходимой тепловой мощности от L1. Значения тепловой мощности можно сравнить с мощностью электроподогрева (28,кВт/км), которая обеспечивает поддержание температуры надземного участка = -5 при температура воздуха 0 = 40°С. Мощность электроподогрева становится сравнимой с тепловой мощностью при Т = 24 часа для надземных участ2 ков длиной 20 км и более.

Следует отметить, что для ко0 20406080 L1, км роткого надземного участка Рис. 14. Зависимость необходимой тепловой мощсистема электроподогрева раности от L1: 1 – Т=24 ч.; 2 – Т=36 ч.; 3 – Т=48 ч.;

Температура подогрева, °С Тепловая мощность, МВт ботает только в период остановок трубопровода. Рассмотренный пример показывает эффективность применения системы «аварийного» электроподогрева при комбинированной прокладке трубопровода для транспорта нефти с «умеренной» (от 0°С до -20°С) температурой застывания.

Второй раздел главы посвящен исследованию оптимальных параметров железнодорожного транспорта застывающих нефтепродуктов. Рассмотрены вопросы обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций за счет применения тепловой изоляции и системы электроподогрева. Показано, что стоимость системы электроподогрева составляет (3-5)% от стоимости цистерны.

При непродолжительном хранении и транспортировке на короткие расстояния могут использоваться теплоизолированные емкости без системы подогрева. Однако в этом случае существенно возрастают требования к планированию и выполнению графика перевозок. Причем, для обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций, необходимо учитывать возможные отклонения графика перевозок от планового и учитывать неопределенность в прогнозе температуры воздуха. Показано, что обеспечение надежности за счет дополнительного подогрева в пункте налива явно экономически невыгодно при нечетком графике перевозок.

Критерий обеспечения надежности выполнения сливо-наливных операций и критерий минимума затрат на подогрев нефтепродукта являются противоречивыми критериями. Поэтому при выборе рациональных параметров транспорта застывающих нефтепродуктов можно сформулировать следующую цель: выбрать параметры транспорта с наименьшими затратами при условии обеспечения его достаточной надежности. Причем, термин «достаточная надежность» не имеет четкого определения и может рассматриваться как расплывчатая цель. В работе предложена методика принятия решений на основе теории расплывчатых множеств.

Систематическое увеличение стоимости электроэнергии заставляет многие компании искать собственные пути решения проблемы повышения своей энергетической безопасности и удешевления стоимости электроэнергии и тепловой энергии, в частности, путем строительства мини-электростанций (миниЭС). Электростанции для обеспечения собственных нужд приняты в эксплуатацию многими нефтегазовыми компаниями. В их числе такие крупнейшие компании, как «Сургутнефтегаз», «Татнефть», «Башнефть», «Юкос». Поэтому возникает задача оптимизации тепловых режимов транспорта и хранения нефти и нефтепродуктов при индивидуальном энергоснабжении нефтебаз и перекачивающих станций. С точки зрения энергосбережения в настоящее время хорошо зарекомендовали себя установки ГТ ТЭЦ. Выход тепловой и электрической энергии для указанных установок составляет примерно 50% и 35% от энергии сжигаемого топлива. В то же время для нефтебаз и нефтеперекачивающих станций, занимающихся операциями с застывающими нефтепродуктами, потребность в тепловой энергии существенно превосходит потребность в электроэнергии на работу насосно-силового оборудования, особенно в зимнее время года. Для насосных и тепловых станций соотношение относительной потребности в электроэнергии может изменяться от 1% до 100%, что иллюстрирует рис. 15. На рисунке представлена зависимость относительной потребности в электроэнергии на работу насосов от толщины теп0 1 2 3 4 5 6 7 8 ловой изоляции и пеТолщина, мм репада температур 1 – = 10; 2 – = 20; 3 – = 30; 4 – = 40; 5 – = 50;

воздуха и нефтепроРис. 15. Относительная потребность в электроэнергии Рис. 5.7. Зависимость относительной потребности в электроэнергии на работу насосов от толщины тепловой изоляции.

% дукта в конечном сечении трубопровода. При расчете принято: длина участка трубопровода – 100 км, диаметр – 325 мм, производительность – 2,2 млн т/год, перепад давления – 5 МПа, теплоемкость нефти – 2 кДж/кг°С, коэффициент теплопроводности тепловой изоляции – 0,036 Вт/м°С, коэффициент теплоотдачи от тепловой изоляции в окружающую среду – 2 Вт/м2°С. Как видно из рисунка, при малой толщине тепловой изоляции относительная потребность в электроэнергии существенно ниже, чем выход электроэнергии ГТУ. Таким образом, при индивидуальном энергоснабжении целесообразно подогрев осуществлять как в пунктах подогрева, так и используя электроподогрев.

Следует отметить, что обоснование эффективности и целесообразности индивидуального энергоснабжения является чисто экономической задачей и выходит за рамки темы диссертации. Однако полученный результат является доказательством эффективности применения систем электроподогрева. Он указывает направление снижения стоимости электроэнергии для систем электроподогрева. Особенности индивидуального энергоснабжения проявляются и при централизованном энергоснабжении. Поэтому имеется возможность оптимизировать тарифы на электроэнергию. Задача выбора наиболее выгодного тарифа неразрывно связана с вопросами оптимального управления системой электроподогрева. В работе эти вопросы рассмотрены на примере использования дифференциального по зонам суток тарифа на электроэнергию. Возможность использовать дифференциальный тариф должна быть предусмотрена при проектировании системы. Относительное изменение технологических (коэффициента увеличения перепада температур K и коэффициента увеличения мощности KW) и экономических (коэффициента увеличения энергозатрат KE и коэффициента эффективности KЭ) показателей оптимальных режимов зависит от базовой (s0) и льготной (s1) ставок тарифа, времени действия льготного тарифа (t1) и параметра сисkS темы = (cст, mст - теплоемкость материала и масса цистерны;

cнmн + cстmст сн, mн – теплоемкость и масса нефтепродукта; S – площадь поверхности; k – коэффициент теплопередачи от нефтепродукта в окружающую среду). При действующих тарифах стоимость электроэнергии для системы электроподогрева может быть снижена на 45% и более, что иллюстрирует рис. 16.

Зависимость коэффициента увеличе0.0.ния мощности от времени действия 0.льготного тарифа представлена на рис.

0.0.17. Следует отметить, что в соответст0.вии с постановлением Правительства 0.РФ от 2.04.2002г. №226 «Основы 0.0.ценообразования в отношении 0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 t1, час электрической и тепловой энергии в Рис. 16. Зависимость относительных затрат на Российской Федерации» существует электроэнергию от времени действия льготного тарифа для различных значений : 1 – большое разнообразие тарифов на =1,0 1/сут; 2 – =0,3 1/сут; 3 – =0,1 1/сут электроэнергию. Причем разнообразие связано механизмом с механизмом тарифовс не связаногосударственного регулирования цен. Более того, именно государственное регулирование сдерживает развитие гибкой тарифной политики со стороны производителей и по0 ставщиков электроэнергии. Множест1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 венность тарифов определяется особенt1, час Рис. 17. Зависимость относительной мощноностями производства и реализации тепсти от времени действия льготного тарифа ловой и электрической энергии. Для для различных значений : 1 – =1,0 1/сут;

2 – =0,3 1/сут этих видов энергоресурсов не существует эффективных способов аккумуляции и хранения достаточно большого количества энергии. Тепловые электростанции вырабатывают оба вида энергии.

Причем потребность в электроэнергии имеет явные суточные и недельные колебания. Потребность в тепловой энергии имеет явную сезонную зависимость.

Kэ Kw Кроме того, потребление тепла существенно зависит от температуры воздуха и имеет локальный характер. Нет возможности перераспределить тепловую энергию между различными регионами страны. Поэтому с развитием договорных отношений при определении тарифов на электроэнергию можно существенно снизить плату за электроэнергию зимой, в ночное время, при низкой температуре воздуха. Именно в этих условиях требуется наибольшая мощность электроподогрева. Таким образом, существует достаточно много возможностей оптимизировать стоимость электроэнергии для целей электроподогрева резервуаров нефтебаз и нефтепроводов. По-видимому, без оптимизации стоимости электроэнергии система электроподогрева экономически малоэффективна.

Последний раздел главы посвящен промышленному внедрению полученных новых технологических и организационных решений для повышения эффективности применения средств электроподогрева на действующих объектах.

Для действующей нефтебазы определены оптимальные параметры системы электроподогрева резервуара для хранения масла. С учетом номенклатуры нефтепродуктов, их температуры застывания и минимальной температуры воздуха, проектом предусматривалось поддержание максимальной разности температур нефтепродукта и воздуха = 40°С. Для выполнения этого условия мощность электроподогрева, рассчитанная для системы постоянного действия, должна быть W0=6,5кВт. Система электроподогрева резервуаров проектировалась с учетом рекомендаций по оптимизации тарифов на электроэнергию. Поэтому мощность электроподогрева выбиралась с учетом времени действия льготного тарифа (t1 = 8 ч.). Кроме того, предполагалось использование циркуляционного подогрева для обеспечения температурного режима соседних резервуаров. Поэтому коэффициент мощности выбран KW = 6. Промышленные испытания системы показали, что реальные параметры системы соответствуют расчетным. Показана возможность циклической эксплуатации системы электроподогрева при заданных параметрах (t1 = 8 ч. и = 40°С).

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ 1. При расчете тепловых режимов теплоизолированных трубопроводов с путевым электроподогревом необходимо учитывать особенности монтажа электронагревательных элементов на поверхности трубы. Учет особенностей распределения электронагревательных элементов на поверхности трубы имеет особое значение в случае разогрева трубопровода с застывшим нефтепродуктом. Эффективность системы электроподогрева существенно снижается при расположении нагревательных элементов вдоль верхней образующей трубы.

2. Разработаны методы расчета переходных и периодических режимов работы системы путевого подогрева. Для получения надежных оценок переходных тепловых режимов трубопровода с путевым электроподогревом эффективно применение теорем сравнения.

3. На основе принципа максимума Понтрягина доказано, что оптимальное распределение мощности электроподогрева по длине нефтепровода соответствует особому режиму управления. Показана высокая эффективность оптимального управления по сравнению с равномерным распределением мощности по длине трубопровода.

4. Показана эффективность прогнозирования параметров надземных трубопроводов на основе метода имитационного моделирования с использованием банка данных о среднесуточных температурах воздуха вдоль трассы нефтепровода. Достоинство метода - единый подход к решению задач прогноза, позволяющий исследовать эффективность различных стратегий управления тепловыми режимами нефтепровода.

5. Показано, что неравновесные характеристики нефти, независимо от их физической природы, повышают порядок дифференциальных уравнений, описывающих тепловые и гидродинамические процессы. Это повышает погрешность методов решения обратных задач и снижает эффективность диагностирования осложненных режимов работы нефтепроводов.

6. Эффективным способом обеспечения надежности транспорта застывающих нефтепродуктов может стать система «аварийного электроподогрева», которую используют только в период остановки перекачки, обеспечивая поддержание температуры нефти выше критической. Система «аварийного» электроподогрева наиболее эффективна при комбинированной прокладке трубопроводов.

7. Показано, что при действующих тарифах стоимость электроэнергии для системы электроподогрева может быть снижена на 45% и более за счет оптимального управления системой электроподогрева.

Основные положения диссертации изложены в следующих работах, из которых первые 15 опубликованы в ведущих журналах и издательствах в соответствии с перечнем ВАК РФ:

1. Черняев В.Д., Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Трубопроводный транспорт нефти в сложных условиях эксплуатации. - М.: Недра, 1990. - 232 с.

2. Бахтизин Р.Н., Галлямов А.К., Юкин А.Ф. и др. Транспорт и хранение высоковязких нефтей и нефтепродуктов. Применение электроподогрева. - М.:

Химия, 2004. – 196с.

3. Пустовойт Г.П., Юкин А.Ф. Исследование влияния солнечной активности на процесс движения нефти в трубах // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1977. -№6. – С.

83 – 86.

4. Султанов Н.Ф., Юкин А.Ф. Оценка погрешности метода детерминированных моментов при определении гидравлических характеристик трубопроводов // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1977. - №7. – С. 27 – 29.

5. Галлямов А.К., Шаммазов А.М., Сахарова Л.А., Юкин А.Ф. Применение самоорганизующейся модели для гидравлического расчета газожидкостных потоков в трубах // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1978. - №6. – С. 65–6. Юкин А.Ф. Распространение давления в трубопроводе с застывшей нефтью при возобновлении перекачки // Нефтяное хозяйство. – 1979. - №1.-С. 51–52.

7. Бахтизин Р.Н., Юкин А.Ф. Определение оптимального объема резервуарного парка // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1980. - №1. - С. 69 – 71.

Pages:     | 1 |   ...   | 3 | 4 || 6 |






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»