Chief Power Engineer – Head of the Chief Power Engineers Group, Postgraduate Student, Dept. of Electromechanics and Automotive Electrical Equipment
главный энергетик – руководитель группы главного энергетика, аспирант кафедры электромеханики и автомобильного электрооборудования
(Dr. Sci. (Techn.)), Professor, Acting Dean of the Electrical Engineering Faculty, Head Dept. of Electromechanics and Automotive Electrical Equipment
доктор технических наук, профессор, и.о. декана электротехнического факультета, заведующий кафедрой электромеханики и автомобильного электрооборудования
The current task of increasing the energy efficiency of oil pumping stations (OPS) of main oil pipelines (MOP) is to reduce the consumption of electricity for pumping a unit of commercial product. Usually, this value is measured in kW*hours per ton of pumped oil. The value of specific energy consumption depends on many factors: the length of the oil pipeline, the rheological properties of the pumped oil, planned volumes, the pressure at the inlet and outlet of the oil pumping stations, and many other parameters.
For a separate section of the main oil pipeline and a fixed time period, usually during a month, many of the listed parameters change insignificantly or remain constant. For example, the properties of oil do not change during one month, since they are determined by a commercial contract.
An essential parameter determining specific power consumption is the pumping mode – the operating mode of the pumping units, determining their productivity and average power. Depending on the technological tasks, the operating modes are constantly changing in accordance with the specified schedule. As a rule, regulatory documents specify several fixed pumping modes. There can be from 5 to 10 such modes.
The task of optimizing pumping modes is to find the minimum of the objective function - specific electricity consumption for one calendar month of pipeline operation, provided that the pumping plan is met by optimally selecting the operating modes of the pumping station. The article describes the algorithm and results of the optimization calculation using the example of the operation of the «Transneft-Privolga» JSC oil pumping station, which made it possible to save on electricity costs while ensuring a given volume of oil pumping.
Актуальная задача повышения энергоэффективности нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов (МН) заключается в снижении потребления электроэнергии на перекачку единицы товарной продукции. Обычно эта величина измеряется в кВт·ч на тонну перекачанной нефти. Значение удельных энергозатрат зависит от множества факторов: длины нефтепровода, реологических свойств перекачиваемой нефти, плановых объемов, напора на входе и выходе нефтеперекачивающих станций и др.
Для отдельно взятого участка магистрального нефтепровода и фиксированного временного периода, обычно в течение месяца, многие из перечисленных параметров изменяются незначительно или остаются постоянными. Например, свойства нефти в течение одного месяца не меняются, так как они определены коммерческим контрактом.
Существенным параметром, определяющим удельное электропотребление, является режим перекачки – режим работы насосных агрегатов, определяющий их производительность и среднюю мощность. В зависимости от технологических задач режимы работы постоянно изменяются в соответствии с заданным графиком. Как правило, нормативными документами задаются несколько фиксированных режимов перекачки. Таких режимов может быть от 5 до 10.
Задача оптимизации режимов перекачки заключается в отыскании минимума функции цели – удельного потребления электроэнергии за один календарный месяц работы трубопровода при условии обеспечения плана перекачки за счет оптимального подбора режимов работы НПС. В статье на примере работы МН АО «Транснефть-Приволга» описан алгоритм и результаты оптимизационного расчета, позволившего получить экономию затрат на электроэнергию при обеспечении заданного объема перекачки нефти.