Частотно-регулируемый электропривод магистрального насоса головной нефтеперекачивающей станции

1   Описание технологического процесса

1.1   Состав сооружений магистральных нефтепроводов

Магистральные трубопроводы - это капитальные инженерные сооружения, рассчитанные на длительный срок эксплуатации и предназначенные для бесперебойной транспортировки на значительные расстояния нефтепродуктов от мест их добычи, забора (начальная точка трубопровода)  к местам потребления (конечная точка). В состав магистральных трубопроводов входят:

- нефтеперекачивающие станции (НПС);

- емкости для хранения нефтепродуктов;

- линейная часть трубопровода с ответвлениями и лупингами,

запорной арматурой, переходами через естественные  и  искусственные препятствия, узлами подключения НПС и т.д.;

- линии электропередачи, установки электрохимической защиты (ЭХЗ);

- противопожарные средства, противоэрозионные и защитные сооружения трубопроводов;

- постоянные дороги  и вертолетные площадки, расположенные вдоль 
трассы трубопровода, и подъезды к ним, опознавательные и сигнальные знаки и т. д.

НПС - это сложный комплекс инженерных сооружений, предназначенных для обеспечения перекачки заданного количества нефти или нефтепродуктов. НПС магистральных трубопроводов подразделяют на головные                            и промежуточные.

Головная НПС  располагается вблизи нефтяных сборных  промыслов  или нефтеперерабатывающих заводов и предназначается для приема нефти или нефтепродуктов и для обеспечения их дальнейшей перекачки по трубопроводу.

Головные НПС  являются наиболее ответственной частью всего комплекса магистрального трубопровода и во многом определяют его работу в целом. На них выполняют следующие основные технологические операции: прием и учет нефти или нефтепродуктов, закачку их                     в резервуарный парк для краткосрочного хранения, откачку нефти или нефтепродуктов в трубопровод; прием, запуск очистных, разделительных   и диагностических устройств. Кроме того, производят внутристанционные перекачки (перекачку из резервуара в резервуар, перекачку при зачистке резервуаров и т. д.). На головных станциях можно производить подкачку нефти или нефтепродуктов с других источников поступления, например с других трубопроводов.

Промежуточные НПС  предназначены для повышения  давления перекачиваемой жидкости в трубопроводе, и их размещают по трассе согласно гидравлическому расчету. Они имеют в своем составе в основном те же объекты, что головные перекачивающие станции, но вместимость их резервуаров значительно ниже, либо они отсутствуют (в зависимости от принятой схемы перекачки).

Перекачивающие станции (ПС) магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля затрат энергии на перекачку составляет порядка 25 - 30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций.

1.2   Регулирование режимов работы нефтепродуктопровода

Режимы работы нефтепровода определяются подачей  и напором насосов ПС в рассматриваемый момент времени, которые характеризуются условиями материального и энергетического баланса перекачивающих станций и трубопровода. Любое нарушение баланса приводит к изменению режима работы и обуславливает необходимость регулирования [3].

Изменение количества работающих насосов.Этот метод применяется при необходимости изменения расхода в нефтепроводе. Однако результат зависит не только от схемы соединения насосов, но и вида характеристики трубопровода (рисунок 1.1).

Рисунок 1.1 – Совмещенная характеристика трубопровода и ПС            при регулировании изменением числа и схемы включения насосов

1 - характеристика насоса; 2 - напорная характеристика ПС при последовательном соединении насосов; 3 - напорная характеристика ПС при параллельном соединении насосов; 4, 5 -характеристика трубопровода; 6 - η-Q характеристика насоса при последовательном соединении; 7 - η-Q характеристика насоса при параллельном соединении

Рассмотрим в  качестве примера параллельное и  последовательное соединение двух одинаковых центробежных насосов при работе их на трубопровод с различным гидравлическим сопротивлением.

Как видно из графических построений (рисунок 1.1), последовательное соединение насосов целесообразно при работе на трубопровод с крутой характеристикой. При этом насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (Q_B>Q_C), a также с более высоким суммарным напором и коэффициентом полезного действия. Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (Q_F>Q_E, H_F>H_E, η_F>η_E) [1].

Метод дросселирования.

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти, на выходе из насосной станции, то есть на введении дополнительного гидравлического сопротивления. При этом рабочая точка из положения А₁, смещается в сторону уменьшения расхода в точку А₂        (рисунок 1.2).

Рисунок 1.2 – Совмещенная  характеристика ПС и трубопровода            при регулировании дросселированием и байпасированием

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной  к.п.д. дросселирования η_др.:

,                                                                                   (1.1)

где h_др.- дросселируемый напор.

С увеличением  значения дросселируемого напора значение               η_др.  уменьшается. Полный к. п. д. насоса (ПС) определяется выражением:

η=η₂·η_др.,                                                                                                        (1.2)

где  η₂ – к.п.д. насоса после дросселирования.

Метод дросселирования уместно  применять для насосов, имеющих  пологую напорную характеристику. При  этом потери энергии                             на дросселирование не должны превышать 2% энергозатрат на перекачку.   

Изменение частоты вращения вала насоса.

Это прогрессивный и экономичный метод регулирования. Применение плавного регулирования частоты вращения роторов насосов на ПС магистральных нефтепроводов облегчает синхронизацию работы станций, 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 основан на теории подобия

                                                                       (1.3)

где Q₁,H₁ и N₂ – подача, напор и потребляемая мощность, соответствующая частоте вращения рабочего колеса n₁;

Q₂, H₂ и N₂ – то же при частоте вращения рабочего колеса n₂.

При    уменьшении    частоты    вращения    характеристика    насоса изменится и рабочая точка сместится из положения А₁ в А₂ (рисунок 1.3).

В соответствии с (1.1) при пересчете характеристик насоса с частоты     вращения  , на частоту ,     получим    следующие соотношения:

                                                     (1.4)

Изменение частоты  вращения вала насоса возможно в следующих случаях:

Рисунок 1.3 – Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса       при изменении частоты вращения вала

- применение двигателей с изменяемой частотой вращения;

- установка на валу насосов муфт с регулируемым коэффициентом 
проскальзывания (гидравлических или электромагнитных);

- применение преобразователей частоты тока при одновременном 
изменении напряжения питания электродвигателей.

Следует отметить, что изменять частоту вращения в  широких пределах нельзя, так как при этом существенно уменьшается к. п. д. насосов [1].

1.3   Анализ технологических режимов работы магистрального

нефтепродуктопровода «Уфа – Западное направление»

В дипломном проекте предлагается использовать ЧРЭП на НПС, так как снижается потребляемая мощность при регулировании производительности магистрального насоса, а также весьма значителен и ресурсосберегающий эффект, определяемый снижением утечек и нагрузок на элементы агрегата, исключением гидравлических ударов в системе. Несмотря на столь очевидные достоинства ЧРЭП, подтвержденные опытом работы в коммунальном хозяйстве и на промышленных предприятиях, до недавнего времени оставался нерешенным вопрос внедрения регулируемых электроприводов на НПС магистральных нефтепроводов.

Участок «Черкассы - Прибой»  является эксплуатационным участком МНПП «Уфа – Западное направление». Длина  участка составляет 580,2 км [4].

В состав эксплуатационного  участка «Черкассы - Прибой»  входят: ЛПДС «Черкассы», ЛПДС «Языково», ЛПДС «Субханкулово», ЛПДС «Тюрино», ЛПДС «Георгиевка», ЛПДС «Прибой».

  Схематичное расположение станций по трассе приведено на         рисунке 1.4

Рисунок 1.4 – Схематичное расположение станций по трассе МНПП

Насосное оборудование ЛПДС представлено в таблице 1.

На насосных станциях МНПП «УЗН» основные насосы обвязаны последовательно (рисунок 1.5). Такая обвязка позволяет  обеспечить работу НПС при выходе в резерв любого из агрегатов. 

На рассматриваемом участке  головной НПС «Черкассы» регулирование  режимов перекачки нефтепродуктов осуществляется  посредством изменения  количества работающих насосов (Приложение А).

Таблица 1 - Насосное оборудование ЛПДС

Продолжение таблицы 1

Продолжение таблицы 1

Рисунок 1.5 – Последовательная обвязка основных насосных агрегатов

Достоинством этого способа  является высокая экономичность (если требуемый режим удается обеспечить без дросселирования), поскольку отсутствуют дополнительные потери при регулировании подачи, а недостатком – невозможность плавного регулирования подачи и потери на дросселирование при его использовании [3].

Для исследования режимов  перекачки нефтепродуктов по МНПП «УЗН»  было рассмотрено два режима работы участка нефтепровода:

- с производительностью 25 тыс.т/сут (Q₁=1230 м³/ч) [4];

- с производительностью 20 тыс.т/сут 80% от первого режима 

(Q₂=0,8·Q₁=984 м³/ч).

Для этого произведен гидравлический расчет участка нефтепровода УЗН по методике указанной в разделе 2.