МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

МЕТОДИКА
НОРМИРОВАНИЯ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ
НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ

РД 39-30-1268-85

 

НАСТОЯЩИЙ ДОКУМЕНТ РАЗРАБОТАН:

Главное управление по транспортированию и поставкам нефти
Начальник Главтранснефти	В.Д. Черняев
Ответственные исполнители:
Начальник службы главного энергетика	С.С. Дынин
Старой инженер СУПЛАВ, к.т.н.	В.И. Голосовкер

 

СОГЛАСОВАНО:

Начальник Технического управления	Ю.Н. Байдиков
Начальник Управления главного энергетика	Н.П. Космынин

 

1985 год

Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной

промышленности от 5.11.85 № 634

Срок введения установлен с 01.01.86

Срок действия до

Методика является руководящим документом при нормировании расхода электроэнергии на транспорт нефти по магистральным нефтепроводам на всех уровнях планирования.

Настоящая методика разработана Голосовкером В.И., Дыниным С.С., Сафоновым Н.А., Тигашовым М.А. (Главтранснефть МНП, Матвиенко Л.Г., Шевченко Л.А. (НИИПиН при Госплане СССР).

1. ВВЕДЕНИЕ

Предприятия нефтепроводного транспорта являются значительными потребителями электроэнергии - они расходуют примерно 1,8 % электроэнергии от общего электропотребления промышленностью, строительством и транспортом. В связи с этим вопросы учета и нормирования расхода энергии в нефтепроводном транспорте приобретают все большую актуальность.

Госплан СССР ежегодно устанавливает Министерству нефтяной промышленности норму расхода электроэнергии на транспорт нефти.

Накопленный на предприятиях нефтепроводного транспорта опыт планирования расхода электроэнергии, существующий контроль и учет ее потребления позволяет перейти к научно обоснованному нормированию по всем уровням планирования.

Настоящая методика предназначена для расчета норм расхода электроэнергии на транспорт нефти для текущих и пятилетних планов по министерству, по управлениям магистральными нефтепроводами, по районным и территориальным нефтепроводным управлениям.

2. Общие положения

Нормирование расхода электрической энергии на транспорт нефти - это установление плановой меры ее потребления.

Основной задачей нормирования является применение в производстве и планировании технически и экономически обоснованных прогрессивных норм расхода электроэнергии в целях наиболее эффективного ее использования и осуществления режима экономки.

В состав основных показателей, которые применяются при нормировании расхода электроэнергии на транспорт нефти, включаются групповые нормы и нормативные коэффициенты.

Норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановая величина потребления электроэнергии на единицу транспортной работы; она измеряется в киловатт-часах на 1000 тонно-километров грузооборота (кВт · ч/1000 ткм).

Норма расхода электроэнергии на транспорт нефти учитывают расходы на основные и вспомогательные технологические процессы, вспомогательные нужды производства, а также технически необходимые потери энергии в сетях и преобразователях.

В зависимости от объекта формирования нормы расхода подразделяются на индивидуальные и групповые.

Индивидуальные нормы формируются по технологическим объектам - нефтепроводам.

Групповые нормы устанавливаются по хозяйственным объектам данного уровня планирования.

Индивидуальная норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановая величина потребления электроэнергии на единицу транспортной работы нефтепровода как объекта с законченным технологическим процессом.

Под нефтепроводом понимается один или несколько параллельных трубопроводов с насосными станциями и общими резервуарными парками в начале и (или) в конце трубопроводов.

Индивидуальные нормы определяются для каждого нефтепровода, исходя из планируемых условий эксплуатации. По нефтеперекачивающим станциям устанавливаются индивидуальные нормы, определенные для нефтепровода, так как насосные станции представляют собой подразделения внутри нефтепровода. По головным насосным станциям, работающим на два и более нефтепроводов, рассчитывается средневзвешенная норма.

Индивидуальные нормы служат для расчета групповых норм. Основой для расчета индивидуальных норм являются нормативные коэффициенты. В состав нормативных коэффициентов входят: нормативные коэффициенты полезного действия насосных агрегатов, устанавливаемые по типам насосных агрегатов и по нефтепроводам; нормативные коэффициенты использования трубопроводов, устанавливаемые по нефтепроводам;

Нормативные коэффициенты полезного действия по типам насосных агрегатов и нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам устанавливаются как отраслевые централизованно при однозначно определенных, примерно средних, условиях эксплуатации нефтеперекачивающих станций и линейной части нефтепроводов.

Нормативные коэффициенты полезного действия насосных агрегатов по нефтепроводам разрабатываются в составе показателей планов, исходя из нормативных отраслевых коэффициентов полезного действия насосных агрегатов, устанавливаемых по типам насосных агрегатов.

Срок действия отраслевых нормативных коэффициентов насосных агрегатов и использования трубопроводов не устанавливается. Они пересматриваются периодически по мере ввода новых типов насосных агрегатов, и совершенствования технологии очистки трубопроводов от парафина, воды и газовоздушных пробок.

Групповая норма расхода электроэнергии на транспорт нефти - это плановый показатель потребления электроэнергии хозяйственным объектом на единицу транспортной работы в планируемых условиях производства.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти служат для определения планируемого потребления электроэнергии, а также оценки эффективности ее использования.

Групповые нормы устанавливаются по следующим уровням планирования:

- Министерству (по Главтранснефти);

- управлениям магистральными нефтепроводами;

- районным и территориальным нефтепроводным управлениям;

По периоду действия групповые и индивидуальные нормы подразделяются на годовые и квартальные.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти утверждаются вышестоящей организацией.

Выполнение установленных норм является необходимым условием при материальном стимулировании за экономию электроэнергии.

3. МЕТОДИЧЕСКИЕ ВОПРОСЫ РАЗРАБОТКИ НОРМАТИВНЫХ КОЭФФИЦИЕНТОВ

Нормативный коэффициент полезного действия насосного агрегата - это отношение выполняемой агрегатом работы сжатия к плановым затратам электроэнергии.

К плановым затратам электроэнергии относятся:

затраты на основной и вспомогательный технологические процессы - работу силового привода насоса, пуск и остановку насоса, связанные с текущими ремонтами; на вспомогательные нужды насосных станций - освещение, вентиляцию привод вспомогательных механизмов, обдув электродвигателей; на технически неизбежные потери электроэнергии в сетях и преобразователях.

Отраслевые нормативные коэффициенты полезного действия по типам насосных агрегатов установлены централизованно при номинальных значениях производительности (приложение II). Они определяются по формуле:

η_агр. = η_нас.(Q_н) · η_дв. · η_вс..                                            (1)

где η_нас.(Q_н) - КПД насоса при номинальной производительности;

η_дв. - КЦД двигателя, принимается постоянным для каждого типа двигателя;

η_вс. - потери в сетях и преобразователях и на вспомогательные нужды.

При разработке коэффициентов полезного действия (нормативных) были использованы паспортные характеристики насоса и нагрузочные характеристики двигателя по всем режимам загрузки, а также опытные характеристики, построенные по индивидуальным испытаниям с учетом опыта эксплуатации насосных агрегатов передовыми предприятиями отрасли.

КПД насосных агрегатов η_агр. для однониточного нефтепровода равен нормативному коэффициенту, установленному для соответствующих насосных агрегатов. При существенном отклонении производительности насосов от номинальной производительности (при Q < 0,7Qн и Q > 1,2Qн) допускается, исходя из средних за ряд лет и с учетом прогнозируемых значений производительности, КПД насоса в формуле (1) принимать равным паспортному при плановой производительности.

КПД насосных агрегатов для многониточного нефтепровода определяется, исходя из отраслевых нормативных коэффициентов полезного действия насосных агрегатов по формуле:

                                                (2)

где η_агр.i - нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов, установленных на нефтеперекачивающих станциях i-ой нитки нефтепровода

p_i - коэффициент, характеризующий производительность i-ой нитки нефтепровода;

m - число параллельных ниток.

Коэффициент, характеризующий распределение производительности по параллельным ниткам определяется по формуле:

                                                           (3)

где d_i - внутренний диаметр i-ой нитки нефтепровода, м;

 - приведенный диаметр нефтепровода, м;

Расчетные формулы здесь и далее даны для турбулентного режима движения жидкости в зоне гидравлически гладких труб, так как практически все нефтепроводы СССР работают в указанной области.

Нормативный коэффициент использования трубопровода - это отношение теоретической работы перемещения потока к нормативной работе перемещения нефти по реальному нефтепроводу.

Величина коэффициента использования трубопровода η_тр. рассчитывается по формуле:

                                                        (4)

где η_теор. - теоретический напор между входом и выходом трубопровода, м;

Р - нормативный перепад давлений между входом и выходом трубопровода, кг/м²;

DZ - разность геодезических отметок высот конца и начала трубопровода, м;

g - объемный вес нефти, кг/м³;

Теоретический напор определяется по следующей формуле:

                                                    (5)

где L - длина трубопровода, м;

d - внутренний диаметр трубопровода, м;

V - скорость потока, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/с²;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

Нормативный перепад давлений Р, входящий в формулу (4), определяется опытным методом на нормально очищенном трубопроводе.

Отраслевые нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам установлены централизованно (приложение II).

При разработке нормативных коэффициентов использования трубопроводов базой являлись опытные данные, полученные на действующих магистральных нефтепроводах. На первом этапе разработки были установлены коэффициенты использования трубопроводов для каждого стандартного диаметра труб с учетом достигнутых прогрессивных показателей эксплуатации.

На втором этапе - были установлены нормативные коэффициенты использования трубопроводов по нефтепроводам с учетом фактических условий эксплуатации каждого нефтепровода.

Нормативный коэффициент η_тр. для однониточного нефтепровода, как правило, равен коэффициенту, установленному для соответствующего стандартного диаметра труб. В отдельных случаях с учетом фактических условий эксплуатации нормативный коэффициент по нефтепроводу уменьшен.

Нормативный коэффициент η_тр. для многониточных нефтепроводов определяется, исходя из коэффициентов, установленных для стандартных диаметров труб, по формуле:

                                                          (6)

4. методика расчета ИНДИВИДУАЛЬНЫХ и ГРУпПовых норм

Индивидуальные нормы расхода электроэнергии разрабатываются для каждого нефтепровода, исходя из нормативных коэффициентов, весовой скорости потока и характеристики нефтепровода, учитывающей его геометрические параметры и физические свойства перекачиваемой нефти.

Индивидуальные нормы рассчитываются по формуле:

                                          (7)

где η_агр.н - нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов;

η_тр.н - нормативный коэффициент использования трубопровода;

k_э - эксплуатационный коэффициент:

U - весовая скорость потока, т/м² · ч;

D - характеристика нефтепровода, учитывающая его геометрические параметры и физические свойства перекачиваемой нефти, кВт · ч ·м · 14/4 · 4^7/4/ тыс. ткм · т^7/4.

Весовая скорость потока определяется по формуле:

                                                         (8)

где А - планируемый грузооборот, ткм;

 - объем нефтепровода, тыс. м³;

d_пр. - приведенный диаметр нефтепровода, м;

L - длина нефтепровода, км;

Т - планируемое время работы, ч.

Плановое рабочее время на квартал T_кв. определяется из соотношения:

                                                           (9)

где T'_кв., T'_г - календарное время квартала и года, ч;

T_г - годовое плановое рабочее время в соответствии с Нормами технологического проектирования, ч.

При существенном отклонении фактического времени работы нефтепровода T_ф.г от планового, устанавливаемого нормами (при T_ф.г < 0,9T_г), допускается, исходя из средних значений времени работы за ряд лет и с учетом прогнозируемых объемов перекачки нефти, в формуле (9) вместо T_г использовать расчетное время работы нефтепровода на планируемый период.

Эксплуатационный коэффициент К_э учитывает отклонение планируемых условий эксплуатации от принятых при расчете нормативных коэффициентов η_агр.н и η_тр.н, включая также экономию электроэнергии от проведения организационно-технических мероприятий. Эксплуатационный коэффициент зависит от фактического уровня эксплуатации насосно-силового оборудования и линейной части нефтепровода, от степени загрузки и равномерности работы нефтепроводов.

Эксплуатационный коэффициент определяется расчетно-аналитическим и расчетно-статистическим методами на основе данных о фактических значениях коэффициента полезного действия нефтепровода за ряд лет. Фактическое значение эксплуатационного коэффициента за отчетный период рассчитывается по формуле:

                                                   (10)

где η_агр.н, η_тр.н - нормативные коэффициенты по данному нефтепроводу;

η_факт - фактический коэффициент полезного действия нефтепровода.

Коэффициент полезного действия нефтепровода есть отношение полезной энергии на трение, необходимой для равномерной транспортировки заданного объема нефти по чистому нефтепроводу, к фактически израсходованной энергии на трение при перекачке того же объема нефти за плановый период.

Величина Д рассчитывается по формуле:

                                       (11)

где ξ - коэффициент, учитывающий потери напора вследствие разности геодезических отметок конца и начала нефтепровода, наличия перевальной точки по трассе нефтепровода или попутного приема (сдачи) нефти;

L_р, L - расчетная и полная длина нефтепровода, м;

ν - кинематическая вязкость нефти, см²/с.

Величина коэффициента ξ определяется из выражения

                                           (12)

где h_теор. - теоретические потери напора при плановой производительности, определяемые по формуле (5), м;

η_тр - нормативный коэффициент использования трубопровода;

DZ - геодезическая разность отметок высот конца и начала нефтепровода, м;

h_пер. - потери напора, обусловленные наличием перевальной точки между нефтеперекачивающими станциями, м;

h_пр - напор в трубопроводе в точке попутного приема (сдачи) нефти, м;

 - отношение количества принимаемой (сдаваемой) нефти к количеству перекачиваемой нефти по нефтепроводу.

При попутной сдаче нефти слагаемое kh_пр формулы (12) учитывается со знаком «плюс», при попутном приеме нефти - вычитывается.

Отношение L_р/L учитывает специфику расчета норм расхода электроэнергии для нефтепровода с перевальными точками. Если перевальная точка находится на последнем перегоне нефтепровода, то расчетная длина нефтепровода L_р равна расстоянию от начала нефтепровода до перевальной точки. Соответственно и разность отметок высот определяется как разность между отметками высоты перевала и начала нефтепровода.

Если перевальная точка находится между перекачивающими станциями нефтепровода, то расчетная длина нефтепровода L_р равна расстоянию от начала до конца нефтепровода за вычетом длины участков, на которых имеет место безнапорное движение жидкости.

Потери напора, обусловленные наличием перевальной точки между нефтеперекачивающими станциями, h_neр. определяются при плановой производительности по графику гидравлических уклонов.

При наличии попутного приема (сдачи) нефти, а также при разветвлении параллельных ниток производительность нефтепровода изменяется по длине.

Такие нефтепроводы подразделяются на участки. Участком называется отрезок нефтепровода с неизменной производительностью.

Индивидуальные нормы для нефтепроводов, состоящих из нескольких участков, рассчитываются по формуле:

                              (13)

где m - количество участков нефтепровода.

Групповые нормы расхода электроэнергии на транспорт нефти разрабатываются на каждом уровне планирования, исходя из планируемых индивидуальных норм нефтепровода и планируемых грузооборотов.

Определение групповых норм расхода электроэнергии предусматривает:

- расчет индивидуальных норм нефтепровода H';

- расчет групповой нормы H по управлению;

                                               (14)

где H'_i - индивидуальная норма i-го нефтепровода;

A_i - грузооборот i-го нефтепровода, ткм;

l - число нефтепроводов на данном уровне планирования.

По групповой норме расхода электроэнергии Н и планируемому грузообороту на каждом уровне планирования определяется расход энергии на планируемый период:

Е = Н · А, кВтч.                                                        (15)

5. ПРИМЕР РАСЧЕТА ГРУППОВЫХ НОРМ (УСЛОВИЙ)

Определить групповую норму расхода электроэнергии на транспорт нефти и расход электроэнергии на планируемый год для управления магистральными нефтепроводами, используя нормативные коэффициенты и плановые данные по работе нефтепроводов. Исходные данные и расчет приведены в формах №№ 1, 2, 3.

ПОРЯДОК РАСЧЕТА:

1. Определяем по нефтепроводам нормативный коэффициент полезного действия насосных агрегатов по уравнению (2) (форма № 1):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

2. Определяем весовую скорость по уравнению (8), (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

3. Определяем величину Д по уравнению (11), (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

4. Определяем индивидуальные нормы расхода электроэнергии по уравнению (7) (форма № 2):

нефтепровод № 1

нефтепровод № 2

5. По уравнению (14), исходя из индивидуальных норм и планируемых грузооборотов по каждому нефтепроводу, определяем групповую норму расхода электроэнергии на транспорт нефти по Управлению на планируемый год (форма № 3):

6. По уравнению (15) определяем нормируемый расход электроэнергии на транспорт нефти по Управлению магистральными нефтепроводами:

E=14,89 · (5,4 + 1,39) · 10¹⁰ = 1010,9 млн. кВтч

Форма № 1^*

___________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ПО НЕФТЕПРОВОДАМ УПРАВЛЕНИЯ ..........

На 19...... г. (пример условный)

Форма № 2^*

___________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.

РАСЧЕТ
индивидуальных норм расхода электроэнергии по нефтепроводам Управления ..... на 19..... год (пример условный)

Форма № 3^*

___________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого года.

РАСЧЕТ ГРУППОВОЙ НОРМЫ РАСХОДА ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ................... НЕФТЕПРОВОДОВ НА 19______ г. (ПРИМЕР УСЛОВНЫЙ)

6. СПРАВОЧНЫЕ МАТЕРИАЛЫ

1. Вывод формул (2) и (6).

В работах, посвященных проблеме оптимизации энергозатрат параллельных нефтепроводов, показано, что минимальные энергозатраты при перекачке заданного объема нефти обеспечиваются при равенстве потерь напора по параллельный ниткам:

                                                       (16)

где с - коэффициент, зависящий от длины трубопровода и физических свойств жидкости. Величину этого коэффициента принимаем одинаковой для всех параллельных ниток,

Q_i - производительность i-ой нитки;

d_i - внутренний диаметр i-ой нитки.

Потери напора для нефтепровода в целом представим в виде:

                                                              (17)

где Q = ΣQ_i - суммарная производительность нефтепровода;

d_пр^2,74 = Σd_i^2,714 - приведенный диаметр нефтепровода в степени 2,714.

Из формул (16) и (17) получаем:

                                              (18)

где p_i - коэффициент, характеризующий распределение производительностей по параллельным ниткам.

Вывод формулы (2) для расчета средневзвешенного коэффициента полезного действия насосного агрегата.

Средневзвешенный КПД насосных агрегатов определяется по формуле:

                                                 (19)

где η_агр.i - КПД насосных агрегатов i-ой нитки;

W_i - энергозатраты i-ой нитки нефтепровода.

Величину W_i представим в виде:

                                                       (20)

Подставив (20) в (19) и учитывая, что Σp_i = 1, получаем из (19):

                                                   (21)

Вывод формулы (6) для расчета средневзвешенного коэффициента использования трубопровода.

Средневзвешенный коэффициент использования трубопровода определяется по формуле:

                                                     (22)

где η_тр.i - коэффициент использования трубопровода для i-ой нитки;

W_т.i - теоретический (полезный) расход энергии по i-ой нитке

Теоретический расход энергии по i-ой нитке представим в виде:

W = p_i · Q · h · g                                                         (23)

Представив (23) в (22), получаем:

η_тр. = Σp_i · η_тр.i                                                         (24)

2. Вывод формулы (7) для расчета индивидуальной нормы расхода электроэнергии по нефтепроводу.

Индивидуальная норма расхода электроэнергия рассчитывается по формуле:

                                          (25)

где h_п - полная потеря напора, м;

L - полная длина нефтепровода, м;

η - коэффициент полезного действия нефтепровода.

Величина коэффициента полезного действия нефтепровода в соответствии с формулой (10) определяется из соотношения:

                                                           (26)

Полная потеря напора определяется по формуле:

h_п = h_теор. · ξ, м,                                                       (27)

где ξ - коэффициент, учитывающий потери напора вследствие разности отметок высот, наличия перевальных точек или попутного приема (сдачи) нефти по трассе нефтепровода.

Коэффициент ξ рассчитывается по формуле (12).

Теоретические потери напора на трение определяются по формуле:

                                                (28)

где λ = 0,3165Re^-1/4 - коэффициент гидравлического сопротивления;

L_р - расчетная длине нефтепровода, м;

V - скорость потока, м/с;

g - ускорение свободного падения, м/сек²;

d_пр. - приведенный диаметр нефтепровода, м;

                                                       (29)

где ν - кинематическая вязкость, м²/с.

Подставив значения λ и Re в формулу (28), получаем:

                                         (30)

Вместо скорости потока введем весовую скорость потока U, используя соотношение:

                                                       (31)

где g - объемный вес нефти, кг/м³.

Весовая скорость потока определяется по формуле (8).

Возвращаясь к формуле (27), с учетом (30) и (31) получаем:

                                  (32)

где коэффициент 10^-1 учитывает изменение размерности кинематической вязкости на см²/с.

Подставив в формулу (25) значения коэффициента полезного действия нефтепровода - формула (26) - и полных потерь напора - формула (32), после преобразований получаем:

                                           (33)

где

ПРИЛОЖЕНИЕ № I

ФОРМЫ РАСЧЕТА ГРУППОВЫХ НОРМ

Форма № 1^*

____________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода

РАСЧЕТ КОЭФФИЦИЕНТОВ ПОЛЕЗНОГО ДЕЙСТВИЯ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ ПО НЕФТЕПРОВОДАМ ................ НА 19...... год

Форма № 2^*

___________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода

РАСЧЕТ
индивидуальных норм расхода электроэнергии по нефтепроводам управления ............................... на 19........ год

Форма № 3^*

___________

^* Форма заполняется для отчетного, текущего и планируемого периода

РАСЧЕТ ГРУППОВОЙ НОРМЫ РАСХОДА. ЭЛЕКТРОЭНЕРГИИ НА ТРАНСПОРТ НЕФТИ ПО УПРАВЛЕНИЮ ................................. НА 19........ ГОД

ПРИЛОЖЕНИЕ № II

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ НАСОСНЫХ АГРЕГАТОВ

ВРЕМЕННЫЕ НОРМАТИВНЫЕ КОЭФФИЦИЕНТЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ ТРУБОПРОВОДОВ

СОДЕРЖАНИЕ