По трассе при регулировании дросселированием на промежуточной НПС

С увеличением величины дросселируемого напора (потерь в БРД) h_р значение h_ДР уменьшается. Полный коэффициент полезного действия насоса или НПС определяется произведением h=h_н×h_мех×h_эл.дв×h_ДР.

Согласно [2] метод дросселирования уместно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику, причём потери энергии на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку. Наибольшее применение метод нашёл в САР промежуточных НПС, так как при перекрытии регулирующей заслонки напор перед станцией увеличивается, в результате чего улучшаются условия всасывания первого по потоку магистрального насоса.

Метод байпасирования (перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов) применяется в основном на ГНПС. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим, что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения Р ₁в Р ₂ (рис. 5.18). Однако часть нефти, проходящей через насос, Q_Б=Q ₃ -Q ₂ не поступает в трубопровод, а идет через байпас во всасывающий трубопровод, при этом в магистраль поступает расход Q ₂.

Коэффициент полезного действия байпасирования составляет

. (5.82)

Метод регулирования байпасированием согласно [2] следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.

Рис. 5.18. Совмещённая характеристика МН и НПС и распределение напоров по трассе при регулировании байпассированием

Изменение частоты вращения вала насоса – прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на НПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы НПС, позволяет полностью исключить обточку рабочих колес, применение сменных роторов, а также избежать гидравлических ударов в нефтепроводе. При этом сокращается время запуска и остановки насосных агрегатов. Однако, в силу технических причин, этот способ регулирования пока не нашел широкого распространения.

Метод изменения частоты вращения также как и обточки рабочего колеса по наружному диаметру основан на теории подобия и для расчётов применимы зависимости аналогичные (5.77) и (5.78)

, (5.83)

. (5.84)

где n_нов, Н_нов, Q_нов – новая частота вращения, напор и расход при новой частоте вращения;

n_ном – номинальная частота вращения.

Существуют три наиболее употребительных технических варианта регулирования частоты вращения ротора насосов:

1) использование двигателя с изменяемой частотой вращения;

2) использование специальных регулирующих муфт;

3) использование преобразователя частоты питающего переменного тока.

В качестве двигателей с изменяемой частотой вращения могут использоваться двигатели внутреннего сгорания (ДВС) и газотурбинные установки (ГТУ). ДВС в нашей стране использовались в качестве приводов насосов МН до 50-х годов. В отечественном нефтепроводном транспорте ГТУ ПГНУ-2 использовались для увеличения производительности нефтепровода Салават–Орск, эффективность их применения была также отмечена при перекачки по нефтепроводу Тенгиз–Новороссийск [29]. У ГТУ, предназначенных для предприятий нефтяной промышленности, конструкция топливной системы предусматривает работу на двух видах топлива – жидком (керосин; дизельное топливо; нефть, прошедшая подготовку) и газообразном (попутные и природные газы). В большинстве случаев насосы с приводом от ГТУ включаются по параллельной схеме.

Гидравлические муфты и электромагнитные муфты скольжения имеют практически одинаковые зависимости КПД от частоты вращения выходного вала. В настоящее время они используются в комплекте с электродвигателем и мультипликатором. Если КПД мультипликатора практически не изменяется в широком диапазоне нагрузки и частот вращения ( =0,98...0,99), то КПД муфт прямо пропорционален относительной частоте (согласно [29] КПД гидромуфты ) в диапазоне от 0 до 0,7...0,75 и отклоняется от прямой в сторону уменьшения при уменьшении скольжения s

. (5.85)

В отечественной и мировой практике трубопроводного транспорта нашли применение как асинхронные (АД), так и синхронные (СД) электродвигатели самых разнообразных конструкций. Тенденция к экономии электроэнергии обусловила разработку высокооборотных электродвигателей с теристорными преобразователями частоты (ТПЧ). Исследования показали, что наиболее перспективными являются высокооборотные АД с ТПЧ. Подробный анализ и рекомендациями по использованию частотнорегулируемых приводов в нефтепроводном транспорте приводится в [29].

Несмотря на большое число публикаций, посвященных регулированию частоты вращения электродвигателей с применением ТПЧ, в технической и справочной литературе имеются лишь отрывочные сведения о КПД регулирующих устройств. Наиболее экономичным, с точки зрения общего КПД привода следует признать «теристорный двигатель» на базе синхронного электродвигателя с управлением первичной частотой. Учитывая монотонность кривых, можно представить зависимость общего КПД электродвигателя с ТПЧ от частоты вращения в виде

. (5.86)

Следует отметить, что изменять частоту вращения в широких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшается КПД насосов. Следовательно, даже при использовании данного метода необходимо прибегать к изменению схемы включения насосов.

5.4.6 Группа методов, направленных на изменение характеристик ЛЧ

Ступенчатое регулирование харрактеристик ЛЧ – это вынужденная мера необходимая для отсечения отдельных участков с целью проведения на них ремонтных работ, при этом гидравлическая характеристикаа трубопровода становиться более крутой, что приводит к уменьшению производительности МН. Отключение отдельных участков ведёт к ступенчатому изменению производительности МН, которую можно определиьт решая систему (5.71).

Для плавного регулирования харакеристик в поток вводятся высокомолекулярные вещества – проивотурбулентные присадки.

Применение противотурбулентных присадок – эффективный метод уменьшения гидравлического сопротивления за счет гашения турбулентных пульсаций. Явление гашения турбулентности в результате введения в поток малых добавок растворов высокомолекулярных веществ (полимеров) объясняется тем, что длинные цепи молекул полимеров вытягиваются вдоль потока и препятствуют развитию поперечных колебаний. Этот эффек по имени его открывателя называется эффектом Томса.

Результаты лабораторных экспериментов и промышленных испытаний показали следующее [30]:

- высокомолекулярные присадки уменьшают гидравлическое сопротивление только при развитом турбулентном течении, так как эффект их применения основан на гашении турбулентных пульсаций;

- положительный эффект снижения гидравлического сопротивления растёт по мере увеличения числа Рейнольдса (увеличивается турбулентность) и молярной массы присадки (увеличивается длина молекул и следовательно увеличивается энергия которую присадка может аккумулировать в виде обратимых упругих дифформаций);

- имеется оптимальное значение концентрации присадки, при котором эффект уменьшения гидравлического сопротивления максимален;

- после прохождения через промышленные насосы в результате разрушения длинных цепей макромолекуд положительное действие присадки полностью прекращается;

- при введении жидкости в присадки, порявляющие неньютоновские свойства, их реологические параметры ухудшаются, что приводит к увеличению гидравлического сопротивления и пусковых давлений.

Математически действие присадки можно описать при помощи универсального закона сопротивления [9, 30]

, (5.87)

где А(θ) – числовой коэффициент, зависящий от концентрации θ (г/т) присадки в транспортируемой нефти. При отсутствии присадки, то есть при θ =0, А(θ) =28.

В результате обработки нефти противотурбулентной присадкой величина коэффициента A(θ) увеличивается. Зависимость A(θ) от концентрации присадки θ (в г/т) является эмпирической и задается либо таблично, либо в виде функции

, (5.88)

где A ₀, K ₀ – эмпирические коэффициенты (см. табл. 5.6) [2, 27, 30].

Таблица 5.6

Наименование присадки	Фирма/страна	A 0	K 0
CDR-102	Dupon–Conoco/ США	1,48	1,24
NECCAD-547	Neste/Финляндия	0,407	1,29

Для того, чтобы увеличить производительность перекачки до плановой, необходимо, чтобы на части длины трубопровода коэффициент гидравлического сопротивления λ_п был уменьшен. Найдем его требуемую величину. Для этого запишем уравнение баланса напоров (3.46):

При перекачке нефти без присадки уравнение баланса напоров имеет вид (5.47), а его решение относительно расхода (5.57). При перекачки нефти нефти с противотурбулентной присадкой уранение баланса напоров будет иметь вид:

.(5.89)

где l_П – длина перегона, на котором осуществляется перекачка нефти с присадкой;

λ₀ – коэффициент гидравлического сопротивления при пееркачке нефти с расходом Q₀.

Решается аналогично

. (5.90)

Зададимся числом c, равном отнеошению расходов после и до ввода присадки

. (5.91)

Подставим (5.57) и (5.90) в (5.91), после несложных преобразований получим

, (5.92)

где и .

Тогда выражая из (5.92) гидравлические потери получим

. (5.93)

Требуемая величина коэффициента A(θ) при известном значении λ_п определяется из уравнения (5.87) следующим образом

. (5.94)

По известной величине A (θ) из уравнения (5.88) можно найти искомую концентрацию присадки θ, обеспечивающую выполнение заданного объема перекачки. Если гидравлический режим течения соответствует квадратичному трению, то выражение (5.93) можно упростить с учётом того, что λ’ = λ.

5.4.7 Выбор рациональных режимов перекачки

Задача оптимального управления процессом перекачки сводится к определению режимов работы системы, минимизирующих стоимость израсходованной электроэнергии при обязательном выполнении плана приема и сдачи нефти за некоторый плановый период [2, 27, 28].

Режим работы МН – определенная комбинация одновременно включенных насосных агрегатов всех НПС, а программа перекачки за плановый период – совокупность некоторых режимов и времени работы на каждом из них. Таким образом, основным методом регулирования является изменение схемы включения насосов, при чём характеристики насосов могут быть различными за счёт использования сменных роторов или обточки рабочих колёс по наружному диаметру, а методы плавного регулирования используются для создания САР, при этом самым распространённым является метод дросселирования.

Для выбора рациональных режимов сперва необходимо определить все возможные режимы работы МН алгоритм расчета при этом следующий [2]:

1) задаваясь при помощи j_ij количеством и номерами работающих насосов на каждой НПС (последнее учитывает возможное различие диаметров их роторов) по формуле (5.57) или (5.63) и т.п. вычисляют производительность нефтепровода Q, при этом нужно учитывать, что:

- при одном и том же суммарном числе работающих на станциях насосов, количеств комбинаций их включения может быть несколько, при этом пропорционально общему числу насосов изменяется и производительность;

- при режимах, отвечающих условиям (5.52) и (5.53), либо на всех НПС работает одинаковое число насосов, либо большее число насосов включено на станциях, расположенных в начале МН, в связи с этим часть заведомо «не проходящих» режимов можно исключить из расчёта;

2) по формулам (5.50) и (5.51) рассчитывают подпоры на входе и напоры H_ПСj на выходе каждой станции;

3) проверяют выполнение условий (5.52) и (5.53): если они выполняются для каждой станции, то такая комбинация включения насосов возможна, в противном случае – нет, так как даже если и возможна перекачка на данном режиме с учётом действия САР, данный режим будет уступать по экономичности другим с близкими производительностями.

Критерием выбора оптимальных режимов из числа возможных является величина удельных энергозатрат на перекачку 1 тонны нефти E_УД, вычисленная по формуле [1, 2, 18, 27]

, (5.95)

где N_П – мощность, потребляемая подпорными насосами;

N_НМij – мощность, потребляемая j -м магистральным насосом на i -й НПС;

Q – производительность нефтепровода при выбранном числе насосов.

Потребляема насосами мощность определяется формулой (5.42).

Рассмотрим характер изменения удельных энергозатрат от производительности МН. Пусть задан плановый объем перекачки V_ПЛ в течение некоторого времени τ_ПЛ. В течение этого времени средний расход нефти в трубопроводе должен составлять Q_пл=V_пл / τ_пл. Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию (5.79).

Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется уравнениями (5.80). Удельные затраты электроэнергии на перекачку в этом случае определяются выражением

. (5.96)

Подставив в (5.80) уравнения (5.96) получим

. (5.97)

В интервале расходов от Q_A до Q_B суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (5.97), изменяются по закону гиперболы (рис. 5.19а).

Найденные для всех возможных режимов работы нефтепровода величины E_УД наносят на график в зависимости от Q, после чего через минимальные значения E_УД при каждом расходе проводится огибающая линия. Узловыми точками этой линии является множество рациональных режимов эксплуатации (рис. 3.31).

Порядок поиска узловых точек и построения огибающей, приведенной на рис. 5.19б, следующий:

1) определяется производительность перекачки Q_А, соответствующая режиму с минимальными энергозатратами E_{УД min};

2) для каждого i -го режима перекачки, отвечающего условию Q_i>Q_А, рассчитывается значение производной (тангенса угла наклона линии соединяющей i -ю точку с точкой А)

(5.98)

и находится ее минимальное значение. Режим, соответствующий минимальной производной и Q_i=Q_B, будет оптимальным в интервале расходов Q_B<Q<Q_C и является следующей узловой точкой огибающей линии, построенной по формуле (5.97);

3) далее новой нижней границей интервала расходов назначается значение Q_B, и процедура поиска следующей узловой точки производится аналогично, начиная со второго пункта.

Рис. 5.19. Определение границы области рациональных режимов:

а – зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти;

б – граница области рациональных режимов

Таким образом, из совокупности возможных режимов работы нефтепровода определяется ряд рациональных режимов, соответствующих узловым точкам огибающей линии 0 ABCDE (см. рис. 5.19б). С увеличением числа НПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода.

Перекачка нефти по трубопроводам осуществляется циклически с производительностями, величина которых определяется плановым заданием или ограничениями на работу нефтепроводов (например, необходимостью снижения давления в связи с ремонтом магистрали без остановки перекачки).

Порядок пользования графиком, приведенным на рис. 5.19б, следующий:

1) в соответствии с плановым заданием на перекачку V_ПЛ за время τ_ПЛ вычисляют среднюю производительность нефтепровода в рассматриваемый период Q_ПЛ=V_ПЛ / τ_ПЛ ;

2) определяют ближайшие значения расходов, соответствующих узловым точкам огибающей линии и удовлетворяющие неравенству Q_A<Q_ПЛ<Q_B;

3) рассчитывают продолжительность работы нефтепровода в плановый период с данными производительностями по формулам (5.80).

Дата добавления: 2015-08-05