«ОБОСНОВАНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ ...»

Министерство образования и наук

и Российской Федерации

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

«Национальный минерально-сырьевой университет «Горный»

На правах рукописи

Самоленков Сергей Викторович

ОБОСНОВАНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ РЕЖИМОВ

РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ

НАСОСОВ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

Специальность 25.00.19 – Строительство и эксплуатация нефтегазопроводов, баз и хранилищ Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель:

кандидат технических наук, доцент О.В. Кабанов Санкт-Петербург –

ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ МАГИСТРАЛЬНЫХ

НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1 Определение причин изменения технологических режимных параметров магистральных нефтепроводов

1.2 Критический анализ имеющихся методов регулирования режимов работы систем магистральных нефтепроводов и проблема их выбора ........ 1.3 Основные параметры и характеристики магистральных центробежных насосов

1.4 Современные математические модели нестационарных процессов в нефтепроводах

1.5 Анализ процессов пуска и остановки магистральных насосных агрегатов

1.6 Постановка задач исследований

ГЛАВА 2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ

РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ

НАСОСОВ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

2.1 Выявление гидромеханических факторов системы магистрального нефтепровода, определяющие мощность центробежных насосов, затраченную на перекачку нефти

2.2 Обоснование метода управления магистральным насосным агрегатом изменением частоты вращения рабочего колеса при максимизации КПД центробежного насоса

2.3 Устройства, максимизирующие КПД центробежного насоса................. 2.3.1 Система управления центробежным насосным агрегатом.......... 2.3.2 Система автоматического управления центробежным насосным агрегатом

2.3.3 Система оптимального управления центробежным насосным агрегатом

2.4 Построение математической модели режима работы нефтеперекачивающих станций в системе магистрального нефтепровода с учетом метода регулирования частотой вращения

2.5 Моделирование процесса пуска магистрального насосного агрегата на закрытую задвижку

2.6 Анализ эффективности применения методов регулирования режимов работы магистрального нефтепровода

2.7 Выводы по второй главе

ГЛАВА 3 ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ РЕЖИМОВ

ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА, ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МАКСИМАЛЬНЫЙ

КПД

3.1 Разработка экспериментальной установки для анализа гидромеханических характеристик центробежных насосных агрегатов...... 3.2 Планирование проведения экспериментов

3.3 Проведение экспериментальных исследований гидромеханических параметров работы центробежного насоса

3.3.1 Снятие и обработка экспериментальных данных

3.3.2 Построение напорной характеристики центробежного насоса

3.3.3 Построение характеристики КПД центробежного агрегата..... 3.4 Выводы по третьей главе

ГЛАВА 4 РАЗРАБОТКА ИНЖЕНЕРНОЙ МЕТОДИКИ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩЕЙ СТАНЦИИ,

ОБЕСПЕЧИВАЮЩИХ МАКСИМАЛЬНЫЙ КПД ЦЕНТРОБЕЖНЫХ НАСОСОВ

НА СТАДИИ ПРОЕКТИРОВАНИЯ

4.1 Определение входных данных методики

4.2 Определение характеристик нефтепровода и типов центробежных насосов

4.3 Определение режимных параметров нефтепровода с максимальным КПД центробежных насосов

4.4 Реализация разработанной методики на экспериментальном стенде... 4.5 Выбор рационального режима работы нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода на основе расчета удельных энергозатрат

4.6 Выводы по четвертой главе

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

ПРИЛОЖЕНИЕ А

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы исследований В настоящее время в России уделяется большое внимание проблемам энергосбережения и повышения энергоэффективности. Основные положения энергетической политики государства закреплены в Федеральном законе № 261ФЗ «Об энергосбережении и о повышении энергетической эффективности и о внесении изменений в отдельные законодательные акты Российской Федерации»

от 23 ноября 2009 года [58], и в «Энергетической стратегии России на период до 2030 года» [104]. Согласно Стратегии основной целью государственной энергетической политики в сфере повышения энергетической эффективности экономики является рациональное использование энергетических ресурсов.

В магистральном транспорте нефти доля выплат за потребленную электроэнергию превышает 30 % эксплуатационных расходов [15]. Поэтому уменьшение энергозатрат при транспорте нефти является актуальной задачей.

В ОАО «АК «Транснефть» разработаны и реализуются программы энергосбережения и инновационного развития, которые направлены на значительное улучшение основных показателей эффективности производственного процесса и существенную экономию энергетических ресурсов в процессе эксплуатации системы магистрального нефтепроводного транспорта [20].

Для повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта нефти центробежные насосы (ЦН) магистральных насосных агрегатов (МНА) нефтеперекачивающих станций (НПС) следует эксплуатировать на режимах, обеспечивающих минимум всех затрат, а из всех возможных методов регулирования применять наиболее экономичный для конкретных условий эксплуатации.

Целью диссертационной работы является обоснование режимов работы нефтеперекачивающих насосов с регулируемым приводом, обеспечивающих снижение энергозатрат при трубопроводном транспорте нефти.

Основные задачи исследования:

нефтеперекачивающих станций.

2. Разработать новый метод управления магистральными насосными агрегатами, обеспечивающий энергосберегающий режим их эксплуатации и устройства для его реализации.

3. Разработать математические модели процессов работы системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод» с учетом изменения частоты вращения рабочих колес центробежных насосов.

4. Провести экспериментальные исследования гидромеханических параметров центробежного насоса, позволяющие выявить энергосберегающий режим работы и выполнить экспериментальную проверку алгоритма реализации нового метода управления.

5. Разработать инженерную методику расчета режимных параметров насосного оборудования НПС на стадии проектирования.

нефтеперекачивающей станции в системе магистрального нефтепровода на стадии проектирования и на основании его выполнить анализ эффективности разработанного метода в сравнении с имеющимися методами регулирования системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод».

Идея работы Энергосберегающие режимы работы нефтеперекачивающих насосов с регулируемым приводом определять путем совместного решения уравнений напорной характеристики насосов и линии рабочих режимов, обеспечивающих устойчивую работу системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод» с максимальным КПД, не зависимо от изменения внешних технологических факторов.

Научная новизна работы:

1. Получены новые функциональные зависимости между давлением, частотой вращения рабочего колеса магистрального насоса, подачей и конструктивными параметрами, соответствующие режиму работы системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод» с максимальным КПД центробежного насоса.

2. Разработана математическая модель пуска и работы центробежных насосных агрегатов с учетом регулирования частоты вращения рабочего колеса.

Научные положения, выносимые на защиту:

1. В пространстве режимных параметров определено соотношение между расходом, напором и частотой вращения рабочего колеса, обеспечивающее устойчивую работу насосного агрегата с максимальным коэффициентом полезного действия не зависимо от изменения нагрузки и реологических характеристик перекачиваемой среды.

нефтеперекачивающих центробежных насосов с регулируемым приводом необходимо производить с использованием разработанной математической модели данных процессов.

Методика исследований При проведении исследований и решении поставленных задач применялся комплексный подход, включающий теоретические и экспериментальные методы исследований: анализ факторов, уменьшающих энергозатраты, математическое описание режимов работы системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод», математическое моделирование в программной среде Mathematica 8.0 и Simulink (Matlab), создание физической модели, составление рандомизированных планов варьирования определяющих факторов, обработку полученных результатов методами математической статистики. Достоверность научных положений подтверждается сходимостью результатов теоретических исследований с данными экспериментов.

Теоретическая и практическая ценность работы:

1. Разработан метод расчета режима работы насосного агрегата на основе максимизации КПД центробежного насоса.

2. Разработана математическая модель и программа на основе прикладного пакета Simulink (Matlab), позволяющая производить расчеты процесса пуска и режима работы магистрального насосного агрегата на открытую и закрытую задвижку с учетом изменения частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса.

3. Разработаны алгоритм и устройства управления центробежными насосными агрегатами для перекачки нефти и нефтепродуктов.

4. Предложена инженерная методика определения режимных параметров нефтеперекачивающей станции обеспечивающих максимальный КПД центробежных насосов на стадии проектирования и выбора рационального режима работы нефтеперекачивающей станции магистрального нефтепровода на основе расчета удельных энергетических затрат.

Апробация работы Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались на 8-ом Международном молодежном нефтегазовом форуме SPE на базе КазНТУ (г. Алма-Ата 16-17.04.2011), 5-ом Санкт-Петербургском конгрессе «Профессиональное образование, наука, инновации в XXI веке» (г. СанктПетербург 24.11-25.11.2011), 65-ой Международной научной студенческой конференции «Нефть и газ – 2011» (11.04-14.04.12), межрегиональном семинаре «Рассохинские чтения» (г. Ухта 3.02-4.02.2012), The University of Resources Resources Issues Freiberg: Technical University Bergakademie Freiberg (г. Фрайберг 06.14 - 06.15.2012). Получена серебряная медаль и диплом 9-ой Международной ярмарки инноваций SIIF-2013 (29.11-2.12.2013 г. Сеул, Республика Корея) за разработку «Энергосберегающая технология транспортировки нефти и нефтепродуктов».

По теме диссертации опубликовано восемь научных работ, две из которых в изданиях, включенные в перечень научных изданий ВАК Минобрнауки России, получены четыре патента на изобретения.

Личный вклад соискателя Автором разработан метод управления центробежным насосным агрегатом на основе максимизации КПД насоса; составлена методика расчета на стадии проектирования трубопроводных систем; разработаны устройства, реализующие принцип управления на основе максимизации КПД центробежного насоса;

получены патенты на способ и системы управления центробежным насосом.

Составлена программа в среде Simulink (Matlab) для расчета основных гидромеханических параметров при процессе пуска магистрального насосного агрегата; получена формула расчета механического момента центробежного насоса на основе конструктивных параметров; составлен алгоритм рационального выбора метода регулирования системы «НПС-нефтепровод».

Реализация результатов работы Разработанный метод, инженерная методика и устройства управления центробежными насосными агрегатами на основе максимизации КПД насоса могут быть использованы при проектировании и эксплуатации систем трубопроводного транспорта углеводородных продуктов, а также при расчетах насосных станций в учебном процессе. Созданная программа в среде Simulink (Matlab) для расчета основных гидромеханических параметров при пуске магистрального насосного агрегата может быть использована при анализе нестационарных процессов трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов.

Диссертация состоит из введения, четырех глав, изложена на 145 страницах текста, содержит 41 рисунок, 24 таблицы, список использованных источников из 112 наименований, 1 приложение.

Автор выражает глубокую благодарность научному руководителю доценту к.т.н. Кабанову О.В., сотрудникам кафедр ТХНГ, ГТМ и ЭЭЭ Национального минерально-сырьевого университета «Горный» за помощь и консультации в подготовке диссертационной работы.

КРАТКОЕ СОДЕРЖАНИЕ ДИССЕРТАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Во введении изложена суть исследования, обоснована актуальность диссертационной работы, определена цель, отражена идея, сформулированы основные задачи работы и защищаемые положения, выявлена научная новизна и практическая значимость.

В первой главе проводится сравнительный анализ теории и практики определения режимных параметров системы магистральных нефтепроводов, теоретических основ магистральных насосных агрегатов и особенностей практического применения в трубопроводном транспорте нефти.

Эксплуатация данных систем сопряжена с вопросами регулирования их режимов работы. Обобщены факторы и причины необходимости регулирования.

Методы регулирования системы магистрального нефтепровода широко рассматриваются в литературе по трубопроводному транспорту нефти и нефтепродуктов. Стоит отметить некоторых авторов, которые освещают данные методы в своих работах: М.Д. Айзенштейн, Л.Г. Колпаков, П.И. Тугунов, А.А. Коршак, А.М. Нечваль.

Проведен анализ проблемы выбора режимов работы магистральных нефтепроводов. Отражены основные исследования в области поиска оптимальных режимов с использованием расчета удельных энергозатрат для каждого из методов, составлением технологических карт, поиска оптимальной величины обточки рабочих колес насосов, использованием метода динамического программирования.

Исследованиями в области разработки теории центробежных насосов занимались многие ученые, в частности, М.Д. Айзенштейн, А.Г. Колпаков, К. Пфлейдерер, Л.И. Степанов, А.К. Михайлов, L. Bachus. Выявлены основные гидромеханические характеристики, определяющие режимные параметры центробежных насосов. Приведены разработки в области определения и мониторинга фактического КПД магистральных насосных агрегатов.

Проанализированы исследования в области нестационарных режимов работы магистральных насосных агрегатов. Среди работ, посвященных данному вопросу можно выделить труды следующих авторов: Н.Е. Жуковский, И.А. Чарный, Д.А. Фокс, М.В. Лурье, Л.В. Полянская, Е.В. Вязунов, А.Э. Роттэ, В.Г. Мусаев. Особое внимание, в рамках текущих исследований, представляет вопрос процесса пуска насосных агрегатов в условиях регулирования частотой вращения рабочего колеса. Расчеты таких режимов представляют трудную задачу, связанную с решением дифференциальных уравнений в частных производных.

Выявлены преимущества применения метода регулирования частоты вращения рабочего колеса насоса по сравнению с другими традиционными методами.

В результате анализа установлено, что в исследованиях уделено нефтеперекачивающих станций с точки зрения максимизации КПД центробежных насосов, вопросу изменения времени разгона магистрального насосного агрегата при запуске для снижения механической нагрузки и выбору метода регулирования режима работы нефтепровода в зависимости от параметров, влияющих на энергозатраты. В связи с этим, встает вопрос о необходимости разработки нового метода управления магистральными насосными агрегатами, обеспечивающего энергосберегающий режим их эксплуатации и устройств для реализации метода. Для анализа вопроса времени пуска магистрального насосного агрегата необходимо разработать математические модели процессов работы системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод» с учетом изменения частоты вращения рабочих колес центробежных насосов. Провести экспериментальные исследования гидромеханических параметров центробежного насоса, позволяющие выявить энергосберегающий режим работы с максимальным КПД. Выполнить экспериментальную проверку реализации нового метода управления. Разработать инженерную методику расчета режимных параметров насосного оборудования НПС на стадии проектирования. Разработать методику выбора метода регулирования системы нефтеперекачивающей станции и магистрального нефтепровода на основе анализа удельных энергетических затрат.

Во второй главе приводятся теоретические исследования работы системы основного насосного оборудования нефтеперекачивающих станций с магистральным нефтепроводом при регулировании изменением частоты вращения рабочих колес насосов.

агрегатами, обеспечивающий энергосберегающий режим их эксплуатации при максимизации КПД центробежных насосов. На основе метода разработаны варианты устройств: система управления, система автоматического управления и система оптимального управления центробежным насосным агрегатом.

Для описания режимов работы нефтеперекачивающих станций составлена общая схема работы НПС в системе трубопроводного транспорта с указанием основных гидромеханических параметров. Разработано математическое описание режимов работы магистральных насосных агрегатов, оборудованных синхронными электродвигателями с преобразователями частоты.

В прикладном пакете Simulink (Matlab) была создана программа, моделирующая режим работы магистрального насосного агрегата при пуске и регулировании частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса. Модель учитывает возможность регулирования частоты вращения вала рабочего колеса ЦН. Для ликвидации всплесков можно увеличить время пуска магистрального насосного агрегата. Созданное математическое описание и программный комплекс в Simulink (Matlab) могут использоваться для расчета любых насосных систем, имеющими в своем составе асинхронный или синхронный двигатель с трубопроводного транспорта жидкостей.

Применение метода регулирования частотой вращения рабочего колеса насоса позволяет произвести плавный пуск агрегата, который снижает механические нагрузки на вал и исключает резкие повышения давления в трубопроводе, тем самым сглаживаются переходные процессы.

Определены критерии эффективности применения методов регулирования в зависимости от факторов, влияющих на энергопотребление.

гидромеханических характеристик центробежного насосного агрегата при различных режимах работы.

Целью проведения данных исследований является получение ряда характеристик КПД центробежного насоса при разных частотах вращения и выявление режимов работы с максимальным КПД центробежного насоса.

Эксперименты проводились на специализированном стенде. Для осуществления экспериментальных исследований составлен план проведения эксперимента.

Проводится полный факторный эксперимент, по результатам которого строится регрессионная зависимость второго порядка, описывающая напорную характеристику центробежного насоса при номинальной частоте вращения 3000 об/мин с величиной достоверности аппроксимации R2 = 0,977. Проведена проверка на адекватность полученной модели при помощи тестов Фишера, Стъюдента, анализа остатков. Построены характеристики КПД центробежного насоса при разных частотах вращения рабочего колеса.

пропорциональном изменении характеристики КПД центробежного насоса относительно изменения частоты вращения рабочего колеса и сохранении максимума характеристики КПД-Q как в сторону уменьшения, так и увеличения и возможности работы ЦН на режиме с максимальным КПД.

В четвертой главе предлагается инженерная методика определения режимных параметров нефтеперекачивающей станции обеспечивающих максимальный КПД центробежных насосов.

Метод применим при ярко выраженном максимуме КПД ЦН или в большом диапазоне изменения расхода. В соответствии с теорией, предлагаемый алгоритм распространяется на все типы центробежных насосов и поэтому предлагаемые устройства могут применяться в насосных установках, оборудованных частотнорегулируемым приводом, различных технологических процессов: водоснабжение, водоотлив, перекачка по технологическим трубопроводам нефтебаз и нефтеперерабатывающих заводов.

На экспериментальном стенде реализован алгоритм управления центробежным насосным агрегатом при максимизации КПД.

Для выбора метода регулирования режима работы магистрального нефтепровода по величине затраченной энергии при эксплуатации разработан алгоритм выбора рационального режима работы нефтеперекачивающей станции в системе магистрального нефтепровода на стадии проектирования. Выполнен анализ эффективности применения разработанного метода регулирования по сравнению с традиционными.

ГЛАВА 1 СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ ТЕОРИИ И ПРАКТИКИ

ОПРЕДЕЛЕНИЯ РЕЖИМНЫХ ПАРАМЕТРОВ СИСТЕМЫ

МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

1.1 Определение причин изменения технологических режимных параметров Эксплуатация магистрального нефтепровода характеризуется определенным режимом работы. Под режимом работы предполагается совокупность значений технологических параметров: производительности (расход) и давления в трубопроводной системе.

Производительность магистрального нефтепровода является величиной, изменяющейся во времени. Это изменение вызвано рядом технологических причин, связанных с режимом работы системы магистрального нефтепровода, режимом работы нефтегазовых месторождений и планом поставок углеводородов потребителям. Ежемесячно и в течение года производительность магистрального производительность нефтепровода «Самара-Лисичанск» изменяется в пределах от 0 до 15 000 м3 / ч, с большим разбросом значений производительности в течение месяца [45]. Таким образом, неравномерность подачи (расхода) нефтепровода можно классифицировать на суточную, месячную и годовую.

Изменение производительности приводит к превышению величин давлений по максимальному и минимальному значению в контролируемых точках магистрального нефтепровода, где возможны прорывы, возникновение разрыва потока или явление кавитации. Такими точками являются всасывающие и напорные трубопроводы магистральных насосных агрегатов, точки нефтепровода с большими геодезическими перепадами.

Анализ причин отклонений режимов работы системы магистрального нефтепровода важен не только с точки зрения превышения допустимых давлений или поддержания минимально необходимого, но и также с позиции потребления электроэнергии, в частности рационального ее использования.

Проблеме энергосбережения в трубопроводном транспорте нефти посвящен ряд научных работ. В качестве примера можно указать статью М.А. Валиева, исследование влияния изменения технических, технологических и случайных факторов на производительность магистрального нефтепровода. Исследуется распределение электроэнергии на нефтеперекачивающих станциях, где выявляется доля энергозатрат на транспорт нефти 49 %. В свою очередь на центробежные насосы приходится 26,1 % затрат энергии. Большие потери электроэнергии могут возникать при отличии производительности нефтепровода от проектной, в результате этого, изменяются значения требуемой мощности, что приводит к режиму работы насосов и электродвигателей в зоне с низким коэффициентом полезного действия. Возникающие отказы в работе основного непосредственно в процессе отказа и после его ликвидации необходим выбор новых режимов работы НПС, которые должны компенсировать плановые объемы нефти и обеспечить выход на проектный режим работы.

Кроме изменения объема перекачки нефти, в процессе эксплуатации нефтепроводов, могут также меняться и реологические свойства перекачиваемого продукта, которые выражаются через значения плотности и вязкости.

В работе Р.М. Ахметова, Ю.В. Ливанова и А.В. Матвиенко [5] приводится набор факторов, влияющих на режим работы магистрального нефтепровода, разделенных по группам по отношению к системе магистрального трубопровода и в зависимости от временного характера воздействия. В первом случае факторы подразделяются на внешние и внутренние. Во втором, на постоянные, изменяющиеся во времени и случайные.

В работе П.В. Федорова [94] приводится классификатор причин отклонения фактических давлений магистрального нефтепровода. Автор выделяет три группы причин, связанных с изменениями в работе оборудования, с условиями работы технологического участка нефтепровода и с изменением свойств перекачиваемой нефти.

Исходя из анализа имеющихся классификаций можно выделить основные факторы, непосредственно влияющих на изменение нагрузки на рабочих колесах центробежных насосов:

ритмичность работы поставщиков и потребителей нефти;

колебания плотности и вязкости при перекачке нефтей различных месторождений и разносортных нефтепродуктов, а также вызванные сезонными изменениями температуры грунта в зонах залегания трубопровода;

уменьшение внутреннего диаметра трубопровода в результате отложения парафиновой корки;

изменение схемы включения насосов, подключения резервуаров;

ремонтные планово-предупредительные и внеплановые работы, связанные с аварийными ситуациями на нефтеперекачивающих станциях и линейной части магистрального трубопровода;

пропуск очистных устройств.

Такая классификация наиболее полно отражает факторы, которые возникают в период эксплуатации трубопроводных систем и влияют на режим ее работы. В зависимости от этих факторов изменяется режим течения нефти по трубопроводу, что приводит к смещению рабочей точки системы «НПСнефтепровод» и к необходимости ее регулировки для поддержания рабочей точки в зоне высоких КПД магистральных насосных агрегатов.

1.2 Критический анализ имеющихся методов регулирования режимов работы систем магистральных нефтепроводов и проблема их выбора Исходя из анализа причин изменения технологических параметров магистральных нефтепроводов, можно заключить, что при эксплуатации систем трубопроводного транспорта существует неравномерность режима работы данных систем, выраженная в изменении расхода и давления в нефтепроводе во времени.

При проектировании магистрального нефтепровода на основании техникоэкономического обоснования выбирается метод регулирования режима работы магистрального нефтепровода.

«нефтеперекачивающих станций – магистральный нефтепровод» обусловлена экономией энергии на перекачку единицы объема (массы) нефти по магистральному нефтепроводу.

Смысл регулирования состоит в том, чтобы характеристики H Q магистрального нефтепровода и нефтеперекачивающей станции пересеклись в рабочей точке. Данная точка системы определяет рабочие точки отдельных насосов, входящих в систему.

Описание методов регулирования режима работы магистрального нефтепровода приводится во многих трудах, связанных с исследованием и описанием систем трубопроводного транспорта.

В частности, существует классификация методов регулирования режима работы НПС, способы их осуществления и анализ эффективности их применения в конкретных условиях эксплуатации.

Исходя из уравнения баланса напоров, для магистральных нефтепроводов, методы регулирования можно разделить на: методы, связанные с изменением параметров НПС и методы, связанные с изменением параметров магистрального трубопровода [42] (рисунок 1.1).

- изменение количества работающих насосов НПС, - изменение схемы соединения насосов на НПС, - замена роторов (рабочих колес) насосов, - изменение диаметра (обточкой) рабочего колеса насосов, - регулирование изменением частоты вращения вала насоса Рисунок 1.1 – Методы регулирования режимов работы нефтепровода Как видно из рисунка 1.1 методы, связанные с изменением параметров нефтеперекачивающих станций основываются на регулировании характеристик магистрального насосного оборудования нефтеперекачивающих станций.

Также данные методы можно классифицировать по степени плавности неравномерность, а вторые – постоянно во времени корректируют рабочую точку системы «НПС-нефтепровод» на установленный расчетом оптимальный режим, то есть обеспечивают постоянное сглаживание изменения подачи (рисунок 1.2).

- изменение количества работающих насосов НПС, - изменение схемы соединения насосов на НПС, - замена роторов (рабочих колес) насосов, - изменение диаметра (обточкой) рабочего колеса насосов Рисунок 1.2 – Методы регулирования режимов работы нефтепровода (по степени Изменение количества работающих насосов и изменение схемы соединения насосов на НПС.

Данные методы являются ступенчатыми и задают варианты строго дискретного изменения расхода и давления. Для вариантов включения работающих магистральных насосов рассчитываются рабочие режимы. Кроме этого, необходимо учитывать крутизну гидравлических характеристик участков магистральных нефтепроводов, работающих при такой схеме регулирования. В работах А.Г. Колпакова [40] и А.А. Коршака [42] рассмотрены случаи, когда используются параллельное и последовательное соединения двух одинаковых центробежных насоса при работе их на участок нефтепровода с различными гидравлическими характеристиками. На основании анализа изменения подачи, напоров и КПД центробежных насосов делается вывод о целесообразности последовательного соединения насосов при работе на участок нефтепровода с крутой характеристикой (на трубу меньшего диаметра или большей длины).

Параллельная схема соединения центробежных насосов выгодна при работе на участок с пологой характеристикой (на трубу большего диаметра или меньшей длины).

Если рассматривать геодезические условия трассы магистрального нефтепровода, то для равнинного расположения магистрального нефтепровода и НПС наиболее приемлемым, с точки зрения энергоэффективности, является последовательное соединение центробежных насосов, а на НПС перед участком с большим статическим перепадом следует устанавливать полнонапорные насосы, включенные параллельно [89].

Данный метод управления характерен высокими потерями электроэнергии на переключение между режимами и относительно низким КПД ввиду того, что производительность насосов, равная производительности трубопровода, далека от значения номинальной производительности, при которой достигается максимальный КПД насоса.

Замена и изменение диаметра (обточкой) рабочего колеса насосов.

Большинство магистральных центробежных насосов укомплектовано сменными рабочими колесами на 0,5; 0,7 и 1,25 от номинальной подачи, которые имеют различные гидравлические характеристики [42]. Такой метод регулирования насосов нельзя считать плавным, так как частая смена колес насосов практически невозможна [40].

Метод регулирования обточкой рабочих колес центробежных насосов заключается в уменьшении (обточкой) наружного диаметра рабочих колес.

Данный метод имеет большой недостаток – нельзя вернуть прежний диаметр рабочего колеса, кроме того, обточка не допускается более чем на 20 %, при этом КПД падает не более чем на 1-3 % [39].

Дросселирование.

Регулирование режима работы НПС дросселированием состоит в изменении сопротивления потоку жидкости путем сужения площади его поперечного сечения при помощи регуляторов давления, установленных на узлах регулирования НПС.

Дросселирование осуществляют в напорном трубопроводе, так как дросселирование во всасывающем трубопроводе связано с возможностью возникновения кавитации [68].

Данный метод регулирования неэкономичен, т. к. НПС непроизводительно развивает излишний напор, что увеличивает стоимость транспорта нефти. Потери при дросселировании могут достигать 15-20 % [68] от мощности затраченной электроэнергии на привод насосов.

Метод дросселирования целесообразно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику, причем потери энергии на дросселирование не должны превышать 2 % энергозатрат на перекачку [42].

Перепуск части жидкости во всасывающую линию (байпасирование).

Метод регулирования перепуском (метод байпасирования) состоит в перепуске части жидкости с выхода насоса вновь на его вход. При этом происходит изменение характеристики трубопроводной системы, на которую работает насос и изменяется месторасположение рабочей точки НПС. Это влечёт за собой изменение режима работы нефтепровода и дополнительные потери энергии. При этом производительность нефтепровода всегда только снижается.

В практике эксплуатации систем магистральных нефтепроводов данный метод применяется редко, и обычно приемлем на головных НПС, где пропуск осуществляется через резервуары [40].

Применение противотурбулентных присадок.

уменьшить гидравлическое сопротивление магистрального нефтепровода за счет гашения турбулентных пульсаций. Но при прохождении через центробежные насосы НПС структура противотурбулентных присадок разрушается.

Регулирование изменением частоты вращения вала насоса.

Одним из наиболее эффективных и прогрессивных методов регулирования регулирование скорости вращения рабочих колес нефтяных магистральных центробежных насосов.

При проектировании нефтепроводной системы «Ямал», предназначенной для транспортировки товарной нефти с месторождений Северо-Западной Сибири до объектов развитой транспортной инфраструктуры, предполагается, для обеспечения устойчивой и надежной работы магистральных насосов в начальный период эксплуатации, использовать на НПС регулируемый привод магистральных насосов. При этом планируется регулировка частоты вращения ЦН в диапазоне от 60-70 % до 100 % [84].

центробежных машин [3, 33, 106, 108]:

где Qн1, H н1 и N н1 - подача, напор и потребляемая мощность магистрального насоса, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n1 (угловой скорости 1 ); Qн 2, H н 2 и N н 2 - то же при частоте вращения рабочего колеса n 2 (угловой скорости 2 ).

При уменьшении частоты вращения характеристика насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А в В (рисунок 1.3).

Рисунок 1.3 – Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала рабочего колеса: 1 – линия подобных режимов;

2 – напорная характеристика магистрального насоса при частоте вращения n1 ; 3 – При регулировании режима работы НПС изменением частоты вращения рабочего колеса насосов происходит изменение Н-Q характеристик ЦН без изменения КПД. Точнее, при смещении напорной характеристики центробежного насоса пропорционально смещается характеристика КПД. Поэтому этот метод более экономичный, но его реализация требует дополнительных капитальных затрат на приобретение и монтаж оборудования, с помощью которого можно менять частоту вращения рабочего колеса.

Применение данного метода на НПС систем магистральных нефтепроводов позволяет облегчить синхронизацию работы станций и избежать гидравлических ударов в нефтепроводе [42].

Изменение частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса возможно осуществить в следующих трех случаях [40, 42]:

применение двигателей с изменяемой частотой вращения (газовая турбина);

установка на валу насосов специальных муфт с регулируемым коэффициентом проскальзывания (гидравлических, электромагнитных, токовихревых);

электродвигателей.

электродвигателями по двум каналам, путем изменения частоты и напряжения.

Напряжение может регулироваться двумя способами: амплитудно-импульсной модуляцией (АИМ) напряжения в звене постоянного тока и широтно-импульсной модуляцией (ШИМ) выпрямленного напряжения с помощью ключей инвентора [52].

Исследования в области возможности эксплуатации частотнорегулируемого привода (ЧРП) магистральных насосных агрегатов и практика их применения позволяют выделить ряд особенностей и преимуществ применения данного типа привода. Эти преимущества выражаются в следующем [11, 25, 44, 46, 93]:

1. При отсутствии ЧРП МНА в большинстве случаев на НПС регулируют использованием метода дросселирования, что подразумевает необходимость установки специального узла дросселирующих заслонок, а при процессе дросселирования часть напора, создаваемого МНА, «уничтожается» этим процессом. Применение ЧРП дает возможность ликвидации узла дросселирования и агрегаты подстраиваются под необходимый режим работы, без создания превышения давления для дальнейшей регулировки. Изменение частоты с ЧРП осуществляется в широком диапазоне без существенного снижения КПД МНА.

Экономия затрат при применении ЧРП МНА существенна по сравнению с дросселированием.

2. Пуск и останов МНА, оборудованных ЧРП, происходит в плавном режиме, при котором отсутствует импульсный характер нагрузки на электросети, МНА, ЗРА и трубопроводную обвязку.

3. Плавный выход на стационарный режим перекачки увеличивает остаточный ресурс магистрального нефтепровода.

4. Применение частотно-регулируемого привода в магистральных насосных агрегатах целесообразно при большой неравномерности перекачки нефти по трубопроводу.

Проблема выбора режима работы при проектировании магистрального нефтепровода входит в основную задачу подбора параметров и конфигурации самой нефтепроводной системы.

В основе выбора режимов работы систем магистральных нефтепроводов, кроме планируемых объемов перекачки, лежат и нормы потребления электроэнергии.

Для определения оптимального сочетания параметров с технической и экономической точек зрения составляют технико-экономическое обоснование.

оптимизационной задачи, за критерий оптимальности обычно берутся удельные энергозатраты на перекачку единицы объема (массы) продукции.

Основным типом привода на нефтеперекачивающих станциях является электродвигатель, поэтому потребность станций, главным образом, состоит в электроэнергии. Электроэнергия расходуется как непосредственно на перекачку нефти, так и на собственные нужды. В электродвигатели энергия электричества переходит в механическую, передаваемую по валу на центробежный насос, где энергия преобразуется в гидравлическую, передаваемую по трубам.

При анализе распределения энергии необходимо рассматривать систему магистральных и подпорных насосов, электрический привод к ним и систему подводящих сетей, а также гидравлические потери энергии в обвязке и узлах нефтеперекачивающих станций и магистрального нефтепровода.

В настоящее время, является актуальным вопрос контроля потребления электроэнергии при процессе перекачки. В частности, в статье Р.М. Богданова [9], посвященной рассмотрению вопросов энергопотребления при трубопроводном транспорте нефти, приводится классификация расхода электроэнергии, связанной непосредственно с режимами работы.

Для каждого технологического участка нефтепровода составляется карта технологических режимов работы магистрального нефтепровода.

Порядок разработки технологических карт магистральных нефтепроводов, режимов и карт защит нефтепровода, а также планирования и учета потребления электроэнергии на перекачку нефти по магистральным нефтепроводам ОАО «АК «Транснефть» устанавливает Регламент разработки технологических карт, режимов работы магистральных нефтепроводов, планирования и учета потребления электроэнергии в ОАО МН ОАО «АК «Транснефть» [72].

В карту технологических режимов включаются технические сведения о режимах работы магистральных насосных агрегатов, их типе и количестве, физические свойства перекачиваемой нефти, режимы для ряда производительностей в интервале максимальной и минимальной.

Карты технологических режимов составляются для режимов с тем же набором насосного оборудования, в которых производительность отличается более чем на 5 % за счет изменения физических параметров нефти.

В работе П.В. Федорова [94] предлагается расширение технологических карт с включением в нее давления на входе и выходе узла приема-пуска очистных скребков и диагностических устройств, температуры нефти на входе и выходе НПС, вязкости и плотности, параметры, связанные с состоянием работы оборудования НПС, что более детализирует технологическую карту, для проведения анализа и оценки эффективности работы на режиме и технического состояния оборудования.

Исходя из того, что режим работы системы магистрального нефтепровода определяется некоторым набором параметров, которые могут изменяться в широких диапазонах, можно сделать вывод о том, что существуют такие режимы работы, которые обеспечивают минимизацию затрат на перекачку единицы объема (массы) нефти и которые удовлетворяют минимально и максимально допустимым характеристикам надежности и безопасности. В связи с этим проводились исследования в области оптимизации режимов транспортировки.

При работе магистрального нефтепровода на дискретных режимах, рассчитываются удельные энергозатраты для каждого из режимов. Затем строится график зависимости удельных энергозатрат от производительности нефтепровода, после этого через минимальные значения удельных энергозатрат при каждом расходе проводится огибающая линия. Узловые точки будут соответствовать рациональным режимам эксплуатации магистрального нефтепровода [42].

Данный метод определения рационального режима транспортировки не учитывает критерий надежности трубопроводной системы, а именно не учитываются малоцикловые нагрузки, возникающие при переключении режимов.

оптимального режима эксплуатации системы магистрального нефтепровода, оборудованного магистральными насосными агрегатами с различными характеристиками при условии регулирования системы с помощью обточки рабочих колес насосов, методом последовательного улучшения планов. Задача сводится к выбору оптимальных диаметров рабочих колес насосов.

В работе А.П. Туманского [93] рассмотрены вопросы оптимизации технологии регулирования режимов транспортировки жидких углеводородов по магистральным нефтепродуктопроводам путем использования на насосных станциях магистральных насосных агрегатов с частотно-регулируемым электроприводом при помощи метода динамического программирования.

Разнообразие методов регулирования и вариантов оптимизации режима работы системы магистрального нефтепровода позволяет сделать вывод о неоднозначности проблемы и вариативности критериев выбора режима.

1.3 Основные параметры и характеристики магистральных Одним из важнейших элементов системы магистральных нефтепроводов являются насосы нефтеперекачивающих станций. В основном на НПС следующими гидромеханическими характеристиками: напорная, КПД, мощности и кавитационная характеристики [2, 111] при определенной частоте вращения рабочего колеса и свойств перекачиваемой среды в функциональной зависимости от производительности (подачи) центробежного насоса.

В развитие описания основных характеристик и особенностей эксплуатации центробежных насосов внесли свой вклад такие авторы, как М.Д. Айзенштейн, К. Пфлейдерер, Л.И. Степанов, Л.Г. Колпаков, А.К. Михайлов [2, 39, 53, 68, 86], которые в своих работах разрабатывали математические модели для расчета конструктивных параметров, модели работы в гидравлической системе и влияние со стороны перекачиваемого продукта.

Функционально, дифференциальный напор, создаваемый центробежным насосом, определяется зависимостью [14]:

где n – частота вращения рабочего колеса насоса; D – внешний диаметр рабочего колеса насоса; – кинематическая вязкость перекачиваемой нефти.

Основным уравнением центробежного насоса является уравнение Л. Эйлера вида [2, 36, 39, 53, 68, 86, 107]:

где - число лопаток в рабочем колесе; 1u, 2u - проекции абсолютной скорости потока на входе и выходе из колеса на соответствующие окружные скорости u1 и u 2.

взаимодействием лопастей рабочего колеса с перекачиваемой жидкостью.

При условии радиального входа уравнение (1.3) преобразуется в зависимость теоретического напора от теоретической подачи, выраженное в уравнении первой степени [36, 86]:

где QТ - теоретическая подача насоса; u 2 - окружная скорость на выходе из колеса; D2 - диаметр колеса на выходе; b2 - ширина колеса на выходе; 2 - угол наклона лопаток.

теоретической.

Работа центробежного насоса сопровождается потерями энергии, которые влияют на экономную работу и определяют величину затраченной энергии. Выделяют три вида потерь энергии в центробежных насосах:

гидравлические, механические и объемные (рисунок 1.4) [39, 50].

Рисунок 1.4 – Классификация потерь энергии в центробежных насосах Гидравлические потери возникают за счет гидравлического трения жидкости при ее движении в межлопаточных каналах, и как местные потери энергии, определяемые конструкцией колеса. Гидравлические могут быть обусловлены потерями на трение по длине и вихревыми потерями, которые возникают как в колесе, так и в корпусе. Вихревые могут быть ударными и соответственно во входной и проточной части насоса. В результате появляются вихревые зоны, которые увеличивают потери энергии. В совокупности такие потери характеризуются гидравлическим КПД:

где hГ - гидравлические потери в центробежном насосе.

Механические потери энергии определяют как потери на трение в подшипниках и уплотнениях, так и потери за счет дискового трения. Эти потери энергии имеют место во всем диапазоне частот вращения рабочего колеса насоса, в т. ч. при нулевой подаче. Влияние механических потерь учитывается через механический КПД:

где NТ и N М - теоретическая мощность насоса и потери мощности на механические потери соответственно.

Объемные потери возникают при перетекании жидкости с выхода на вход в спиральных отводах и других элементах колеса, утечками через уплотнения.

Данные потери выражаются через объемный КПД:

где Q - утечки в центробежном насосе.

Величина потерь энергии отражает степень отклонения фактической от теоретической напорной характеристики (рисунок 1.5) [3, 36, 60, 107, 110, 112].

Прямая (a) описывает теоретическую напорную характеристику согласно выражению (1.4) при 2 90 0, прямая (b) учитывает конечное число лопаток рабочего колеса, кривая (c) содержит поправку на потери от трения в каналах, (d) – отражает потери на удар при входе перекачиваемого продукта на лопатки, (e) – окончательная характеристика центробежного насоса с учетом потерь от утечек через зазоры.

Рисунок 1.5 – Напорная характеристика центробежного насоса с учетом Реальная напорная характеристика центробежного насоса [13, 32, 43], в общем случае, при постоянной частоте вращения может описываться полным полиномом второй степени:

где aо, a1, a2 - постоянные конструктивные коэффициенты, определяемые по паспортным характеристикам центробежных насосов или при проведении испытаний в процессе эксплуатации.

Для описания напорной характеристики магистральных насосов, часто используется усеченный полином:

Коэффициент aо (a – в выражении (1.9)) отражает величину напора, развиваемого центробежном насосе при нулевой подаче (НQ=0 на рисунке 1.5).

особенности рабочего колеса и отражает величину гидравлических потерь на трение.

Коэффициент a2 (b – в выражении (1.9)) характеризует величину ударных и диффузорных потерь.

Общий КПД центробежного насоса определится:

КПД центробежного насоса зависит от подачи и данную зависимость можно аппроксимировать при определенной частоте вращения полином третьей степени, причем свободный член примем равным нулю, так как при нулевой подаче отсутствуют гидравлические и объемные потери:

c1, c2 c3 характеристикам центробежных насосов или при проведении испытаний в процессе эксплуатации.

Полный КПД насосного агрегата:

где н - полный КПД насоса; э - КПД привода (КПД электродвигателя);

мех - КПД механической передачи.

Полная мощность центробежного насосного агрегата определится:

где - плотность перекачиваемой нефти; - полный КПД центробежного агрегата.

насосных агрегатов влияют свойства перекачиваемого продукта, так как изменение режима работы в условиях несколько иной, по свойствам, жидкости вызывает другие нагрузки на рабочее колесо, и меняются параметры напора и центробежных насосов построены на воде, то имеется необходимость их пересчета в условиях существенного отличия свойств перекачиваемого продукта.

Исходя из зависимости (1.2) видно, что напор, создаваемый насосом, не зависит от плотности перекачиваемой нефти, но влияет на мощность, которую необходимо развить насосу.

В зависимости (1.2) имеется кинематическая вязкость, и поэтому вязкость будет влиять на изменение характеристик. В тоже время данным влиянием можно пренебречь, если число Рейнольдса при перекачке нефти больше некоторого порогового значения, определенного в соответствии с конкретным типоразмером центробежного насоса.

Исследования влияния вязкости перекачиваемой среды на характеристики насосов встречаются в работах М.Д. Айзенштейна, Д.Я. Суханова, А.Г. Колпакова и ряда других ученых.

Для пересчета характеристик центробежных насосов с воды на вязкую нефть часто используют методику, предложенную М.Д. Айзенштейном [2], которая закреплена в РД «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» [71].

Но если, при перекачке нефти, напорные характеристики соответствуют автомодельным режимам, то в этом случае они не зависят от вязкости нефти.

Однако характеристики КПД насосов более чувствительны к изменению и это необходимо учитывать при расчетах [39]. Точное определение такой зависимости затруднительно. В работе [40] предлагается использовать следующую приближенную формулу для пересчета характеристики КПД:

где – КПД насоса при перекачке соответственно вязкой нефти и Рейнольдса, определяемые соответственно по воде и вязкой нефти; – коэффициент, зависящий от конструкции насоса, определяемый коэффициентом быстроходности.

Основные технические характеристики центробежных нефтяных насосов магистральных трубопроводов описаны в ГОСТ 12124-87 [22], в котором предъявляются требования по температуре и вязкости перекачиваемой жидкости, содержанию в ней серы, парафина и механических примесей, приводится гидравлических характеристик.

В литературе [14, 92] известно следующее условие, при котором необходим пересчет характеристик с воды на вязкую нефть:

где n, D - частота вращения и диаметр рабочего колеса насоса; k коэффициент быстроходности.

характеристик центробежного насоса с воды на вязкую нефть от частоты вращения рабочего колеса. Критические значения кинематической вязкости кр при номинальной частоте вращения рабочего колеса для насосов типа НМ представлены в таблице 1.1.

центробежных насосов типа НМ Критическое значение кинематической вязкости, сСт Как видно из таблицы 1.1 для номинальной частоты вращения рабочего колеса существует широкий диапазон значений кинематической вязкости, при котором для данной конструкции насоса принято допущение об отсутствии необходимости пересчета характеристик на вязкую нефть.

анализируют каталожные гидромеханические характеристики, выделяя так называемую рабочую зону, в которой насос работает с КПД близким к максимальному при условии безкавитационной работы.

С энергетической точки зрения при исследовании характеристик работы магистральных центробежных насосов за критерий оценки необходимо принимать значение КПД насоса по соответствующей характеристике.

Существует ряд методик по оценке и мониторингу энергетической эффективности магистральных насосов при транспорте нефти, сравнение которых приводится в работе С.Е. Кутукова [45].

Известна разработка ИПТЭР – «Комплекс по определению КПД насосных агрегатов». Данный комплекс представляет собой алгоритм статистической обработки данных мониторинга насосного агрегата в значениях параметров давления на всасывании и нагнетании, потребляемой мощности, частоты вращения вала.

Разработана Институтом Механики РАН «Методика оценки эффективности использования электроэнергии на перекачку нефти», в которой учитываются все аргументы функции энергозатрат при трубопроводном транспорте нефти, которые можно замерить системой КИП, впервые предложен способ совместного анализа магистральных насосных агрегатов с эксплуатационным участком нефтепровода.

энергетических затрат, учитывая эксплуатационные параметры магистрального насоса и участка трубопровода. С их помощью можно оперативно и системно, с энергетической точки зрения, оценить текущее состояние системы магистрального нефтепровода.

1.4 Современные математические модели нестационарных процессов в Нестационарные (или неустановившиеся) процессы в нефтепроводах – процессы, в которых характеристики потока нефти изменяются не только от сечения к сечению, но и в каждом сечении в зависимости от времени [14].

В то же время, согласно РД «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» [71] нестационарным или переходным процессом считается такой процесс, при котором за заданный рассматриваемый промежуток времени происходят изменения давления, скорости потока, температуры и др. параметров, характеризующих технологический процесс в пределах точности измеряемых величин [71].

Причины возникновения неустановившихся режимов:

- пуск и остановка магистрального нефтепровода;

- включение и отключение магистральных насосных агрегатов на головной или промежуточных НПС;

- полное или частичное открытие задвижки на трубопроводной обвязке НПС или задвижки на линейной части нефтепровода;

- переключение резервуаров на головной НПС;

- сброс и подкачка нефти;

- разрыв трубопровода.

При возникновении перечисленных причин изменяется давление, скорость, расход и температура жидкости в трубопроводе. Эти изменения продолжаются до установления нового режима работы магистрального нефтепровода, поэтому неустановившиеся процессы также называют переходными режимами [14].

Исследованиями нестационарных процессов занимались такие ученые, как Н.Е. Жуковский, И.А. Чарный, Д.А. Фокс, М.В. Лурье, Л.В. Полянская, Е.В. Вязунов, А.Э. Роттэ, В.Г. Мусаев и некоторые другие [29, 47, 56, 95, 96].

В работах И.А. Чарного [96] и Д.А. Фокса [95] широко охвачен вопрос теории данных процессов, описываются граничные условия и методы расчета.

С точки зрения анализа магистральных насосных агрегатов представляют интерес граничные условия, определяемые насосами, оборудованными обратными клапанами. В компоновку магистральной насосной до узла регулирования должен входить быстродействующий обратный клапан (без демпфера) [17].

В работе Д.А. Фокса [95] анализируется моделирование выхода насоса на стационарный режим работы в качестве функции момента на валу от частоты вращения двигателя. Полученное выражение носит линейный характер, что только приближенно соответствует закону изменения момента и частоты вращения, к тому же необходимо знать интервал времени выхода насоса на стационарный режим работы. Также не учитываются изменения напора и подачи при пуске насоса в зависимости от времени.

В работе Л.В. Полянской [66] рассматривается одномерное течение жидкости в трубе (средние в сечении трубы скорость и давление). Составляются дифференциальные уравнения движения вязкой сжимаемой жидкости, сформулированы граничные условия для регулирующих устройств магистральных нефтепроводов. В данных условиях учтены практически все случаи нестационарных режимов работы магистрального нефтепровода, но не затрагивается работа насосной станции с центробежными насосами при переменной частоте вращения рабочих колес насосов. Выведена зависимость угловой скорости вращения рабочих колес насосов от времени, в которой учтено дифференциальное уравнение вращения насосного агрегата, соотношение между крутящим моментом и мощностью. В работе приводятся численные методы расчета нестационарного движения жидкости в трубопроводе. Сравниваются метод характеристик и метод Бержерона, составлена программа по расчету нестационарных процессов на ЭВМ. В настоящее время имеется определенный прогресс в ЭВМ, и поэтому требуется составление программ для новых ЭВМ с большим быстродействием. Также в работе приводится приближенный метод расчета нестационарных процессов, который в настоящее время, в связи с повсеместным распространением персональных компьютеров, не является столь актуальным.

гидравлических характеристик магистральных насосов приводится в работе В.Г. Мусаева [56]. Выявлена необходимость учета инерционных свойств приводов магистральных насосов. В данной работе для анализа переходных процессов, возникающих в нефтепроводах предлагается математическая модель на основе дискретного метода, применимая как для разветвленных, так и неразветвленных нефтепроводных систем.

трубопроводе описывается в трудах М.В. Лурье. В частности в [47] выводится нестационарные процессы по длине нефтепровода:

сечения трубопровода; - коэффициент гидравлического сопротивления; d 0 внутренний диаметр трубопровода; - толщина стенки трубопровода; K модуль объемной упругости жидкости; E - модули упругости материала трубы.

Приводится вариант решения данных уравнений методом характеристик.

Для уравнений, описывающих нестационарные процессы по длине нефтепровода, вводится добавочная величина, называемая присоединительной массой, так как инерционные свойства жидкости в трубопроводе характеризуются измененным значением плотности при данных процессах. Для решения этих уравнений вводятся начальные и граничные условия. Начальными условиями являются значения скорости потока и давления жидкости в любой точки трубопровода в момент времени, принятый за нуль. Граничными условиями являются точки по длине трубопровода, которые находятся на краях рассматриваемого участка трубопровода и определяют, таким образом, закачку жидкости в трубопровод, либо прием ее из трубы. Приводится модель работы магистральных насосов НПС с учетом переходных режимов, которая описывается системой из двух уравнений – H Q характеристики магистральных насосов НПС и уравнения вращения рабочих колес насосов.

А.Э. Роттэ в своих работах [73, 74] использует графоаналитический метод решения задач нестационарных процессов в нефтепроводах, а также широко рассматривает вопросы пуска и остановки магистральных насосных агрегатов, при различных условиях.

Множество подходов и рассмотрение частных случаев расчета нестационарных процессов говорит о сложности их описания. На основе опыта имеющихся исследований имеется необходимость создания математических моделей описания неустановившихся режимов работы с учетом регулирования частоты вращения рабочих колес центробежных насосов МНА НПС.

1.5 Анализ процессов пуска и остановки магистральных насосных Пуск и остановка агрегатов являются одними из важнейших процессов эксплуатации системы магистральных нефтепроводов. В то же время они являются одними из причин появления нестационарных процессов в магистральном нефтепроводе и в электрической сети, если приводом насосов служит электрический двигатель. При оценке влияния данных процессов на магистральный центробежный насос, необходимо учитывать изменения момента на валу насоса, скорость вращения вала, мощность, величину кавитационного запаса, напор и подачу центробежного насоса.

При перекачке нефти по схеме «из насоса в насос» изменения гидравлических параметров в нефтепроводе и на смежных нефтеперекачивающих станциях особо ощутимы, так как при такой схеме имеется гидравлическая связь всего эксплуатационного участка.

Согласно Правилам технической эксплуатации магистральных нефтепроводов [70] по отношению к гидравлической системе в зависимости от положения задвижки на выходе насоса в момент пуска электродвигателя имеют место следующие режимы: на открытую задвижку; на закрытую задвижку; на открывающуюся задвижку. Выбор режима зависит от пусковых характеристик электродвигателя, схемы энергоснабжения и системы разгрузки уплотнений.

Программа пуска «на открытую задвижку» предусматривает пуск магистрального насосного агрегата после полного открытия напорной задвижки. Применение данной программы возможно, если пусковые характеристики электродвигателя и схема электроснабжения рассчитаны на соответствующие пусковые режимы [70].

При пуске «на открытую задвижку» корпус насоса и напорная задвижка не испытывают давление большего, чем при работе насоса в стационарном режиме, обратный клапан практически не испытывает ударной нагрузки [41].

происходящих при таком способе пуска магистральных насосных агрегатов, необходимо учитывать уравнения, описывающие волновые процессы, происходящие на напорном участке нефтепровода. Впервые такая модель была разработана и исследована в работе В.Г. Мусаева [56].

Программа пуска «на закрытую задвижку» предусматривает сначала полное открытие задвижки на всасывании, далее пуск магистрального насосного агрегата, а после этого открытие напорной задвижки. При этом обеспечивается наиболее легкие условия включения приводного электродвигателя, так как при пуске насос потребляет наименьшую возможную мощность, но создает большие давления на корпус насоса и напорную задвижку [41]. Данная программа должна применяться, если установленное электрооборудование не может обеспечить пуск на открытую задвижку.

Программа пуска «на открывающуюся задвижку» или приоткрытую задвижку предусматривает включение напорной задвижки на открытие немного раньше, чем запускается приводной электродвигатель. Данная программа применяется, когда не приемлема программа «на открытую задвижку» и когда установленные у насоса задвижки имеют привод небольшой мощности и поэтому не могут быть открыты при перепаде давления, создаваемом магистральным насосным агрегатом при закрытой задвижке.

Программа остановки агрегата предусматривает одновременное выключение основного электродвигателя и включения всасывающей и напорной задвижек на закрытие [41].

При эксплуатации систем трубопроводного транспорта нефти на некоторых нефтепроводах в определенные периоды времени могут возникать случаи частого отключения и включения агрегатов. Так, к примеру, на эксплуатационном участке нефтепровода «Самара-Лисичанск», количество таких переключений может достигать 16 раз в сутки [15].

В вопросе пуска МНА разработка математической модели с учетом регулирования частоты вращения рабочих колес, а также выхода на режим в условиях максимизации КПД ЦН, позволит выбрать закон изменения частоты, исключающий резкое повышение давление в системе, что положительно повлияет на надежность корпуса ЦН, трубопроводной обвязки НПС и линейной части МН.

1. Эксплуатация систем магистральных нефтепроводов сопряжена с рядом технических проблем, связанных с выбором энергоэффективного режима работы по причине неравномерности перекачки нефти за определенный промежуток времени.

2. Имеющиеся методы регулирования режимов работы системы «насосное оборудование – магистральный нефтепровод» имеют ряд недостатков, которые необходимо учитывать при их выборе на стадии проектирования или в процессе эксплуатации для определенных условий.

магистральный нефтепровод» осуществляется по критерию удельных энергозатрат на единицу перекачки объема (массы) нефти на стадии проектирования, с учетом капитальных затрат на приобретение и монтаж необходимого оборудования.

4. Перспективным методом регулирования считается метод регулирования частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса, с помощью частотнорегулируемого привода (ЧРП) магистральных насосных агрегатов (МНА). В этой связи имеется недостаточность разработки вопросов регулирования времени процесса запуска МНА.

5. Одним из вариантов оптимизации режима работы магистрального нефтепровода, который недостаточно освещен в литературе, является максимизация коэффициента полезного действия магистрального насосного агрегата.

Таким образом, основными задачами исследования являются:

1. Разработать новый метод управления магистральными насосными агрегатами, обеспечивающий энергосберегающий режим их эксплуатации и устройства для его реализации.

«насосное оборудование – магистральный трубопровод» с учетом изменения частоты вращения рабочих колес центробежных насосов.

3. Провести экспериментальные исследования гидромеханических параметров центробежного насоса, позволяющие выявить энергосберегающий режим работы и выполнить экспериментальную проверку алгоритма реализации нового метода управления.

4. Разработать инженерную методику расчета режимных параметров насосного оборудования НПС на стадии проектирования.

нефтеперекачивающей станции в системе магистрального нефтепровода на стадии проектирования и на его основании выполнить анализ эффективности разработанного метода в сравнении с имеющимися методами регулирования системы «насосное оборудование – магистральный трубопровод».

ГЛАВА 2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИХ

РЕЖИМОВ РАБОТЫ НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИХ ЦЕНТРОБЕЖНЫХ

НАСОСОВ С РЕГУЛИРУЕМЫМ ПРИВОДОМ

2.1 Выявление гидромеханических факторов системы магистрального нефтепровода, определяющие мощность центробежных насосов, нефтеперекачивающая станция характеризуется определенными факторами. На рисунке 2.1 показана блок-схема, отражающая входные и выходные параметры системы нефтеперекачивающей станции и трубопровода при анализе затраченной энергии на перекачку.

Рисунок 2.1 – Блок-схема гидромеханических факторов, влияющих на энергетические затраты при эксплуатации системы «НПС-нефтепровод»

На величину энергетических затрат оказывают воздействие следующие факторы:

конструктивные, определяемые на основе составления регрессионных моделей гидромеханических характеристик центробежных насосов НПС: a0 j i k, a1 j i k, a 2 j i k – коэффициенты напорной характеристики H-Q при определенной частоте вращения (1.8) i-k центробежного насоса для j-ой НПС, величина которых зависит от типа насоса (i – определяет число ЦН, соединенных параллельно, k – центробежного насоса для j-ой НПС (данные коэффициенты отражают потери энергии, возникающие в насосе);

нефтепровода, расходом через него и реологическими свойствами нефти: hп j подпор перед j-ой НПС; Q р - расход нефти в нефтепроводе при определенном режиме; L p - расчетная длина нефтепровода; z - разность высотных отметок конца и начала нефтепровода; hост - остаточный напор в конце участка нефтепровода; - плотность нефти; - кинематическая вязкость нефти; – эквивалентная абсолютная шероховатость внутренней стенки трубопровода.

эксплуатационные участки, гидравлически разделенные между собой, внутри данных участков имеется некоторое количество промежуточных НПС, которые работаю в гидравлической связке друг с другом. Поэтому для построения математической модели всего магистрального нефтепровода, необходимо учитывать уравнение баланса напоров [42, 43, 90]:

где N э - количество эксплуатационных участков; n - количество НПС; H ст напор, развиваемый всеми магистральными насосами; f - гидравлический уклон при единичном расходе, определяется по формуле:

где, m – коэффициенты, зависящие от режима течения нефти (указаны в [42]).

В качестве выходных параметров при оценке эффективности применения метода регулирования можно принять коэффициент полезного действия j i k и удельные энергозатраты на перекачку нефти E уд j i k для i-k МНА j-ой НПС.

Основной целью выбора режимных параметров системы магистрального нефтепровода является снижение энергозатрат на транспорт единицы объема (массы) нефти или нефтепродукта, для этого удельные затраты должны быть минимизированы [19, 100]. Минимум этих затрат будет соответствовать максимуму КПД i-k МНА j-ой НПС.

Вопрос о выборе параметров системы трубопроводного транспорта нефти решается на основе технико-экономических показателей [12, 14]. Такими показателями являются: капитальные затраты Eк (приобретение и монтаж оборудования) и эксплуатационные затраты E э (удельные энергетические затраты на перекачку единицы массы (объема) нефти). Функция удельных энергозатрат на перекачку 1 т нефти зависит, от плотности перекачиваемой нефти, производительности нефтепровода, потребляемой мощности работающих магистральных насосных агрегатов НПС магистрального нефтепровода и E уд f (, Q, N M jk, N П ), и может быть выражена формулой [42, 43]:

где N П - мощность, потребляемая подпорными насосными агрегатами;

N M jk - мощность, потребляемая k-м МНА на j-ой НПС; Q – производительность нефтепровода при выбранном числе насосов; - плотность перекачиваемой нефти; jk - индекс состояния k-го МНА j-ой НПС ( jk 1 при работающем насосе и jk 0 при остановленном насосе).

Выражение (2.3) является функцией многих факторов, и ее полный минимум определяется частными минимумами по каждому из них. При не большом числе факторов задачу оптимизации такой системы можно решить, например, методами параметрической оптимизации [6].

Эффективность работы основного оборудования НПС определяется, главным образом, энергозатратами на перекачку нефти, которые находятся в прямой зависимости от режима работы станций и применяемых на них методов регулирования.

2.2 Обоснование метода управления магистральным насосным агрегатом изменением частоты вращения рабочего колеса при В качестве параметра оптимизации работы нефтеперекачивающей станции выбирается коэффициент полезного действия магистрального насосного агрегата, который в основном определяет КПД НПС, относящийся к энергетическим критериям оптимизации технологического процесса перекачки [101].

При изменении частоты вращения рабочего колеса насоса уравнение характеристики H-Q (1.7) центробежного насоса, с учетом теории подобия (1.1), определится зависимостью:

где n0 (0 ) и n( ) - номинальная и рабочая частота (угловая скорость) вращения рабочего колеса центробежного насоса соответственно.

- усеченный полином при допущении квадратичной зависимости напора от расхода без учета гидравлического режима перекачки:

В случае применения метода изменения частоты вращения рабочего колеса магистрального насосного агрегата возникает ряд вопросов, связанных с изменением коэффициента полезного действия системы «НПС-нефтепровод». В частности, важен вопрос характера и степени изменения КПД МНА при увеличении и уменьшении частоты вращения рабочего колеса насоса.

КПД МНА включает в себя КПД привода, КПД центробежного насоса и КПД соединительной муфты. В случае применения в качестве привода синхронного электродвигателя, КПД в зависимости от частоты вращения и механической нагрузки на валу определится согласно диаграмме асинхронного двигателя [87]. Изменением КПД соединительной муфты можно пренебречь, так как она осуществляет функцию передачи вращающего момента и значение ее КПД близко к единице. При изменении угловой скорости рабочего колеса центробежного насоса абсолютное значение его КПД не меняется, сдвигается сама характеристика КПД-Q (рисунок 2.2) [103], но меняется напорная характеристика.

Рисунок 2.2 – Изменение характеристики КПД-Q центробежного насоса при Предлагается рассмотреть зависимость КПД от частоты вращения рабочего колеса, исходя из конструктивных особенностей центробежного насоса и с учетом расхода (производительности) насоса.

Данную зависимость можно определить по паспортным характеристикам насосов графически или аналитически после аппроксимации линии КПД полиномом f Q, n0 / n (1.11) с учетом теории подобия:

Представленная зависимость учитывает производительность центробежного насоса, причем значение Q для системы «ЦН-трубопровод» определяется пересечением совмещенной характеристики центробежного насоса и характеристики напорного участка трубопровода.

Существует нижний предел снижения КПД ЦН МНА, обусловленный необходимостью сбережения электроэнергии при условии, что приводом для ЦН служит электродвигатель. Согласно рекомендации Р 50-605-91-94 [69] КПД ЦН МНА типа НМ должны быть больше значений, указанных в таблице 2.1.

Таблица 2.1 – Минимальные КПД центробежных насосных агрегатов, обусловленные рекомендациями по энергосбережению отражающие карту линий максимальных КПД, совмещенную с напорной характеристикой насоса. В стандартном каталоге [57] для центробежных насосов типа НМ универсальные характеристики отсутствуют.

В соответствии с постоянством максимального КПД при изменении частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса предлагается максимизировать характеристику КПД при определенных условиях эксплуатации [61, 78, 79, 82, 109].

Для определения значения расхода и напора для конкретного типа ЦН при максимальном КПД исследуем зависимость (1.11) характеристики КПД ЦН на экстремум:

получим значения производительности Q max и напора H max центробежного насоса при максимальном КПД ЦН max при работе с номинальной частотой вращения рабочего колеса:

Используя законы подобия для центробежных машин (1.1), определяем уравнение линии максимальных значений КПД для определенного насоса:

Применяя формулы расчета коэффициента гидравлического сопротивления для разных зон гидравлического трения, учитывая геодезические перепады и необходимые значения напора в определенных точках, рассчитывают потери напора на участке трубопровода и получают характеристику трубопровода в зависимости от изменения расхода, которую можно представить в аналитической форме, например, в виде полинома второй степени:

где dо, d1, d2 – коэффициенты, определяемые при проектном расчете трубопровода или в процессе эксплуатации.

Совместное решение уравнений (2.8) и (2.9) определяет режимные параметры (Qр, Hр) центробежного насоса при его работе с максимальным КПД на трубопровод с заданными параметрами:

нефтепроводов построено на уравнении баланса напоров (2.1), в этом случае коэффициент d1 можно исключить. Тогда выражение (2.9), а, следовательно, и процедура определения коэффициентов do, d2 значительно упростятся:

где d 0 z hост hп - определяется геодезическим перепадом, подпором перед НПС и остаточным напором в конце участка; d 2 1,02 f Q m L p определяется гидравлическим уклоном при единичном расходе, величиной, определяемой расходом при конкретном гидравлическом режиме и расчетной длиной участка трубопровода.

Выражая частоту вращения из зависимости (2.4) получим:

Подставляя величины (Qр, Hр) в уравнение (2.12) и, решая его относительно частоты вращения, получаем значение частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса, при которой он будет работать с максимальным КПД при данных характеристиках трубопровода и свойств перекачиваемого продукта:

В случае применения метода к центробежным насосам в составе МНА НПС, целесообразнее использовать характеристику H-Q (2.5). Важно учитывать, что для поддержания заданных объемов перекачки и необходимого напора на следующей НПС или в конечном пункте, устанавливают несколько МНА, соединенных последовательно или параллельно. В этом случае, суммарная напорная характеристика центробежных насосов будет являться характеристикой НПС при изменении частоты вращения рабочих колес ЦН, и выражена зависимостью:

где A и B - коэффициенты характеристики НПС, определяемые суммой коэффициентов напорной характеристики ЦН МНА в составе НПС.

При последовательном соединении однотипных насосов значения напоров и коэффициенты суммарной характеристики можно определить по формулам [42]:

Частота вращения определится из выражения (2.14):

Подставляя значения рабочих параметров выражения (2.11) в (2.16) получим зависимость угловой скорости для НПС, оборудованной однотипными Данная зависимость позволяет обеспечить работу НПС с максимальным КПД центробежных насосов при изменении расхода, характеристики участка трубопровода и свойств перекачиваемой нефти. Значение частоты вращения из максимальным КПД. Оно может быть определено как на стадии проектирования насосных станций, так и при эксплуатации.

В соответствии с выражением (2.17) рабочая частота вращения рабочего колеса ЦН МНА НПС будет определяться подпором перед НПС, величиной остаточного напора в конце участка трубопровода, геодезическим перепадом высот на напорном участке трубопровода, гидравлическим уклоном при единичном расходе, величиной, определяемой расходом при конкретном конструктивными коэффициентами ЦН, величинами напора и расхода при максимальном КПД определенного типа ЦН на номинальном режиме.

На основе математического описания разработан метод управления центробежными насосами, на который выдан патент на изобретение № «Способ управления турбоагрегатами для жидкостей и газов» [61].

На рисунке 2.3 представлена графическая интерпретация предложенного метода управления системы нефтепровод-НПС.

Рисунок 2.3 – Совмещенная характеристика H-Q нефтепровода и НПС при методе регулирования изменением частоты вращения рабочих колес центробежных насосов при максимизации КПД ЦН: 1 – характеристика нефтепровода; 2 – суммарная паспортная характеристика магистральных насосов НПС; 3 – характеристика магистральных насосов НПС при изменении частоты вращения рабочего колеса; 4 – характеристика -Q магистральных насосов НПС при измененной частоте вращения; 5 – линия максимальных КПД На рисунке 2.2 в точке А осуществляется режим работы с максимальным КПД центробежных насосов НПС.

При изменении кинематической вязкости больше критического значения (таблица 1.1) для определенной частоты вращения необходимо вводить поправочные коэффициенты на вязкость для значений подачи, напора и КПД в соответствии с алгоритмом пересчета характеристик насосных агрегатов с учетом вязкости нефти, регламентированным РД «Унифицированные технологические расчеты объектов магистральных нефтепроводов и нефтепродуктопроводов» [71].

2.3 Устройства, максимизирующие КПД центробежного насоса 2.3.1 Система управления центробежным насосным агрегатом При процессе перекачки жидкостей по трубопроводным системам, в том числе и нефти, предлагается использовать устройство управления центробежным насосным агрегатом по методу частотного регулирования рабочего колеса центробежного насоса с учетом максимизации КПД центробежного насоса. В качестве привода ЦН используется частотно-регулируемый электродвигатель.

Работа данного устройства основана на разработанном методе управления центробежным насосом с учетом линии максимальных КПД ЦН [61].

Принципиальная блок-схема [62] представлена на рисунке 2.4.

Рисунок 2.4 – Принципиальная блок-схема устройства управления центробежным Регулирование осуществляется по изменению КПД ЦН. Устройство работает следующим образом. На блок аппроксимации 7 характеристики КПД ЦН, оператором вводятся значения коэффициентов характеристики КПД ЦН c1, c2, c3, и формируется сигнал характеристики КПД ЦН по формуле 1.11, подаваемый на вычислитель 8 максимального КПД ЦН, который вычисляет производительность ЦН при максимальном КПД Q max по системе уравнений (2.7) [78, 79].

Вычислитель 8 максимального КПД ЦН формирует сигнал, подаваемый на блок аппроксимации 9 напорной характеристики ЦН и блок определения линии максимальных КПД ЦН 10 по (2.8). Блок аппроксимации 8 определяет максимальный КПД ЦН max по формуле (1.11).

Максимальный КПД ЦН подается на элемент сравнения 19 значений КПД ЦН. В блок аппроксимации напорной характеристики 9 ЦН также вводят значения коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2, где формируют напорную характеристику ЦН по формуле (1.8) и вычисляется сигнал напора центробежного насоса при максимальном КПД ЦН H max. Сигнал напора подается на блок определения линии максимального КПД ЦН 10. В блок аппроксимации характеристики трубопровода вводятся значения коэффициентов данной характеристики dо, d1, d2, где формируется уравнение трубопровода (2.9).

Сигналы с блока определения линии максимального КПД ЦН 10 и с блока аппроксимации характеристики трубопровода 11 поступают на вход решателя 12, где происходит решение системы уравнений характеристики трубопровода и производительность Q0 и напор H0 центробежного насоса формируются в сигналы, подаваемые на вход блок вычисления частоты вращения рабочего колеса 13, в котором производится определение частоты вращения рабочего колеса, соответствующей максимальному КПД ЦН (2.12).

Блок вычисления частоты вращения рабочего колеса 13 формирует сигнал частоты вращения рабочего колеса ЦН, подаваемый на элемент сравнения частот 5. Также в блок вычисления частоты вращения рабочего колеса 13 вводятся значения коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2.

Блок автоматической коррекции работает следующим образом. Датчик давления 14 на входе в ЦН и датчик давления 15 на выходе из ЦН подают сигналы соответственно Рвх и Рвых на блок определения напора ЦН 16, который подает сигнал Hн на блок определения рабочего КПД ЦН 18. Устройство измерения расхода жидкости 17, подает сигнал Q на блок определения рабочего КПД ЦН 18. Также на этот блок подается сигнал потребляемой мощности электродвигателя с ваттметра 6. Сигналы, формирующиеся в вычислителе КПД ЦН 8 в виде max и в блоке определения рабочего КПД ЦН 18 в виде сигнала КПД ЦН подаются на элемент сравнения 19 значений КПД ЦН, где формируются в сигнал, который подается на преобразователь сигнала 20, формирующий коррективное значение частоты вращения n рабочего колеса ЦН, подаваемое на вход элемента сравнения частот 5.

Элемент сравнения частот 5 формирует сигнал рабочей частоты вращения рабочего колеса, который подается на систему автоматического регулирования преобразователя частоты 4, где происходит формирование сигнала для преобразователя частоты 3. Данный сигнал подается на электродвигатель 2, который механически соединен с центробежным насосом 1.

Главная проблема реализации предлагаемого устройства управления насосным агрегатом является взаимосвязь корректировки частоты вращения рабочего колеса насоса от абсолютного изменения КПД ЦН n f ( ), max.

Данная корректировка необходима для поддержания уровня КПД ЦН на максимальном значении. При внедрении в практику предлагаемого устройства, для конкретных условий эксплуатации, требуется определить указанную взаимосвязь.

В первом приближении можно принять зависимость n f ( ) как:

где k – коэффициент пропорциональности, определяемый для конкретных условий эксплуатации.

Для анализа на работоспособность данного метода управления и устройства для его осуществления предполагается использовать математическую модель, созданную в среде Simulink (Matlab). В качестве упрощенного примера берется магистральный центробежный насос типа НМ 7000-210, работающий на участок трубопровода. В среде Simulink (Matlab) были смоделированы блоки 1- указанного устройства управления насосным агрегатом (рисунок 2.5).

Рисунок 2.5 – Модель устройства управления центробежным насосным агрегатом с учетом линии максимальных КПД в программе Simulink (Matlab) В качестве начальных условий был взят режим работы насосного агрегата при регулировке напорной характеристики частотой вращения до пересечения с максимального КПД агрегата (точка А на рисунке 2.5). Далее происходит увеличение кинематической вязкости перекачиваемой жидкости с 20 до 40 мм2/с (таблица 2.2).

Таблица 2.2 – Исходные данные и результаты расчета в программе Simulink Расход при максимальном КПД насоса и номинальной частоте Q max, м3/с (м3/ч) Напор при максимальном КПД насоса H max, м Расход в точке пересечения гидравлической хар-ки трубопровода и линии 1,56 (5616) максимального КПД насоса Q0, м /с (м /ч) Напор в точке пересечения гидравлической хар-ки трубопровода и линии 156, максимального КПД насоса H0, м Давление, развиваемое насосом Pdiff, МПа Регулирующая частота вращения рабочего колеса насоса моделирования процесса изменения вязкости перекачиваемой жидкости через вращения рабочего колеса насоса в зависимости от изменения фактического КПД насоса. Корректирующее значение частоты вращения колеса ЦН n =76 об/мин, относительно оптимального режима 2,95 %. На рисунках 2.6 и 2.7 представлена совмещенная напорная характеристика ЦН и трубопровода и характеристика КПД ЦН соответственно.

Согласно совещенной характеристике в точках А и B достигается режим работы с максимальным значением КПД центробежного насоса при частотах вращения рабочего колеса насоса соответственно.

Гидравлическая характеристика участка трубопровода при изменении вязкости жидкости Рисунок 2.6 – Совмещенная характеристика насосного агрегата и участка 2.3.2 Система автоматического управления центробежным насосным характеристики и характеристики КПД ЦН по паспортным значениям, разработана система автоматического управления. Регулирование производится по изменению кривизны характеристики трубопровода. Система работает следующим образом [64] (рисунок 2.8). На блок 12 формирования режимных параметров ЦН, подаются сигналы коэффициентов характеристики КПД ЦН c1, c c3 с блока задания 11 формы характеристики КПД ЦН и сигналы коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2 с блока задания 10 формы напорной характеристики ЦН, где формируются сигналы расхода Q max и напора H max ЦН при максимальном КПД ЦН по формулам системы (2.7).

Рисунок 2.8 – Система автоматического управления центробежным насосным Сигналы расхода Q max и напора H max ЦН при максимальном КПД ЦН подаются на определитель фактических режимных параметров 13 ЦН и трубопровода и на определитель 16 проектных режимных параметров ЦН и трубопровода. Датчик давления 6 на входе в ЦН и датчик давления 7 на выходе из ЦН, устройство измерения расхода жидкости 8 подают сигналы соответственно давления на входе в насос Рвх, давления на выходе из насоса Рвых и расхода Q на блок вычисления 9 параметра d2, определяющего форму характеристики трубопровода на основании выражения (2.9).

Блок 9 подает сигнал d2 на определитель фактических режимных параметров 13 ЦН и трубопровода, на который подаются сигнал расхода Q с устройства измерения расхода жидкости 8. Определитель фактических режимных параметров 13 центробежного насоса и трубопровода формирует сигналы расхода Q 0 ф и напора H 0 ф фактического режима работы ЦН, определяемые по формулам:

где Q max и H max - соответственно подача, м 3 / с и напор, м при максимальном КПД ЦН; Q 0 ф и H 0 ф – соответственно фактическая подача, м 3 / с и фактический напор ЦН, м.

Сигналы расхода Q 0 ф и напора H 0 ф фактического режима работы ЦН подаются на вход блока вычисления 14 частоты вращения рабочего колеса, обеспечивающий работу ЦН с максимальным КПД при текущем режиме работы, на который также подаются сигналы коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2 с блока задания 10 формы напорной характеристики ЦН. Блок вычисления 14 фактической частоты вращения рабочего колеса формирует сигнал nфакт, по формуле (2.12), который подается на блок переключения 5 входных сигналов частот. На определитель 16 проектных режимных параметров ЦН и трубопровода подаются сигналы коэффициентов характеристики трубопровода dо, d1, d2 с блока задания 15 проектной характеристики трубопровода. Определитель 16 проектных режимных параметров ЦН формирует сигналы расхода Q0п и напора H0п, проектного режима работы ЦН, определяемые по формулам (2.19) и (2.20).

Сигналы расхода Q0п и напора H0п, проектного режима работы ЦН подаются на блок вычисления 17 частоты вращения рабочего колеса, обеспечивающий работу ЦН с максимальным КПД при проектном режиме работы. Кроме того, на блок 17 подаются сигналы коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2 с блока задания 10 формы напорной характеристики центробежного насоса.

Сигнал частоты вращения рабочего колеса ЦН на проектном режиме работы nпроект подаются на блок переключения 5 входных сигналов частот, где сравниваются проектное значение частоты при максимальном КПД ЦН nпроект и фактическая величина частоты вращения рабочего колеса ЦН nфакт.

Блок переключения 5 входных сигналов частот формирует сигнал рабочей частоты вращения рабочего колеса, который подается на систему автоматического регулирования преобразователя частоты 4, где происходит формирование сигнала для преобразователя частоты 3. Данный сигнал подается на электродвигатель 2, который механически соединен с ЦН 1.

2.3.3 Система оптимального управления центробежным насосным предусматривает регулирование режима работы по изменению напора в трубопроводе. Устройство работает следующим образом [63] (рисунок 2.9). На блок аппроксимации 14 характеристики КПД центробежного насоса подаются сигналы коэффициентов характеристики КПД центробежного насоса c1, c2 c3, где формируется сигнал характеристики КПД центробежного насоса по формуле (1.11) для паспортной частоты вращения.

Рисунок 2.9 – Система оптимального управления центробежным насосным максимального КПД ЦН, который вычисляет производительность ЦН при максимальном КПД Q max согласно системе (2.7).

Далее формируется сигнал, подаваемый на блок аппроксимации напорной характеристики ЦН и блок определения линии максимальных КПД ЦН 12. На блок аппроксимации напорной характеристики ЦН 15 подаются сигналы характеристику ЦН по формуле (2.4) для паспортной частоты вращения напора.

подаваемый на блок определения линии максимального КПД ЦН 12, где рассчитывается значение напора ЦН на линии максимального КПД по формуле (2.8), на который подается сигнал расхода ЦН Q с устройства измерения расхода 10 жидкости. Датчик давления 7 на входе в ЦН и датчик давления 8 на выходе из ЦН подают сигналы соответственно давления на входе Рвх и выходе Рвых на блок определения напора ЦН 9.

Сигнал Hн подается на элемент сравнения 11 напоров ЦН, который корректирует значение напора ЦН и формирует его в сигнал рассогласования Н, подаваемый на блок автоматического регулятора 6. Блок автоматического регулятора 6 формирует корректирующее значение частоты вращения рабочего колеса ЦН n по формуле:

где k - коэффициент усиления автоматического регулятора.

Сигнал корректирующего значения частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса n подается на сумматор 5 частот вращения рабочего колеса ЦН, где данный сигнал суммируются с заданным. На сумматоре 5 частот формируется сигнал частоты вращения n, подаваемый в систему автоматического регулирования 4. Система автоматического регулирования 4 формирует сигнал изменения частоты вращения n и подает на блок 3 изменения частоты вращения рабочего колеса ЦН, которое задает частоту вращения ротора электродвигателя 2, механически соединенного с центробежным насосом 1.

Для выявления основных характеристик и отличительных особенностей устройств, реализующих алгоритм управления ЦН с максимизацией его КПД, проведем сравнительный анализ (таблица 2.3).

центробежными насосами для перекачки нефти Особенности регулирование по регулирование по виду регулирование по регулирования изменению КПД гидравлической изменению напора в рабочего колеса центробежного насоса параметров коэффициентов коэффициентов aо, a1, a2, коэффициентов aо, Принцип корректировочное корректировочное значение корректировочное регулирования значение частоты частоты вращения с учетом значение частоты гидравлической учитывается характеристики напорного влияние изменения использования в определенных технических и технологических условиях.

2.4 Построение математической модели режима работы нефтеперекачивающих станций в системе магистрального нефтепровода с учетом метода регулирования частотой вращения нефтеперекачивающих станций в системе магистрального нефтепровода необходимо выделить элементы и процессы, которые влияют на описание данной системы.

С точки зрения текущего исследования представляют интерес объекты, входящие в состав перекачивающих станций первой группы [102] или так называемые объекты основного (технологического) назначения. В рамках данной группы необходимо выделить основную и подпорную насосные станции, сеть технологических трубопроводов, фильтры-грязеуловители, узлы задвижек и узлы регуляторов давления. В свою очередь, в насосных станциях располагаются насосные агрегаты, в составе которых входит центробежный насос, привод (в большинстве случаев электродвигатель) и соединяющая их муфта. При определении характеристик элементов модели будем учитывать только гидромеханические параметры магистральных насосных агрегатов.

магистральных нефтепроводов, где предполагается установка МНА с частотнорегулируемым приводом, необходимо разработать гидромеханическую модель работы таких МНА при нестационарных и стационарных режимах работы, учитывающую регулировку частоты вращения рабочих колес центробежных насосов. Ключевыми гидромеханическими параметрами, характеризующие (производительность, подача) Q ЦН МНА, напор H (давление P) ЦН, мощность N, развиваемая ЦН, а также частота вращения рабочего колеса ЦН n (угловая скорость ) и момент на валу ЦН M, а также режим течения нефти по трубопроводу и возникновение волн давления при пуске и остановке магистральных агрегатов или при перестановке запорно-регулирующей арматуры.