Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом Туманский Александр Петрович

Содержание к диссертации

Введение

1. Процессы и технологии, основанные на использовании частотно-регулируемого привода 7

1.1. Анализ современных тенденций в проектировании и сооружении нефтепроводов на примере нефтепровода «Восточная Сибирь - Тихий океан» (МН ВСТО) 7

1.2. Задачи системы регулирования магистральной насосной станции 12

1.3 Способы регулирования работы НПС магистральных нефтепроводов 15

1.4. Критический анализ теоретических и экспериментальных исследований в области оптимизации процесса перекачки нефти по трубопроводам с промежуточными НПС 23

1.5. Оценка перспектив использования частотно-регулируемого привода для решения многоцелевых задач трубопроводного транспорта 34

1.6. Цели и задачи исследований, изложенных в работе 37

Выводы по главе 1 39

2. Разработка требований к сар, основанной на использовании ЧРП 41

2.1. Разработка общих требований к системе автоматического регулирования 41

2.2. Определение количества, мощности и схемы подключения частотных преобразователей 45

2.3. Определение необходимого значения нижнего диапазона регулирования 47

2.4. Определение необходимого значения верхнего диапазона регулирования 62

Выводы по главе 2 70

3. Расчет работы трубопроводов с промежуточными нпс при использовании частотного регулирования 72

3.1. Математическая формулировка общей задачи оптимизации транспорта нефти 72

3.2. Постановка оптимизационной задачи о выборе технологического режима эксплуатации трубопровода при использовании ЧРП 78

3.3. Алгоритм решения оптимизационной задачи 81

3.4. Формирование исходных данных для расчета 84

3.5. Компьютерная реализация алгоритма расчета для решения основной оптимизационной задачи 87

Выводы по главе 3 90

4. Решение конкретных задач эксплуатации нефтепроводов с установленным ЧРП 91

4.1. Разработка технологических карт, режимов работы магистральных нефтепроводов, планирование и учет потребления электроэнергии при эксплуатации трубопроводов с

установленными ЧРП 91

4.2. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 700 мм (Ду 700) 100

4.3. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 800 мм(Ду 800) 105

4.4. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 1000 мм (Ду 1000) 109

4.5. Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 1200 мм (Ду 1200) 115

4.6. Анализ результатов численных расчетов 120

Выводы по главе 4 121

Основные выводы 123

Список литературы

• Задачи системы регулирования магистральной насосной станции
• Определение количества, мощности и схемы подключения частотных преобразователей
• Постановка оптимизационной задачи о выборе технологического режима эксплуатации трубопровода при использовании ЧРП
• Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 700 мм (Ду 700)

Введение к работе

Диссертация посвящена разработке новой технологии регулирования режимов транспортировки жидких углеводородов по магистральным трубопроводам путем использования на насосных станциях перекачивающих агрегатов с частотно-регулируемым электроприводом (ЧРП). В работе изложена концепция новой технологии, представлен анализ вариантов оптимизации режимов перекачки углеводородных жидкостей по трубам, приведен весь цикл расчетов (включая гидравлические и технико- экономические) и инженерных решений, необходимых для осуществления этой задачи — от обоснования целесообразности применения частного регулирования на магистральных трубопроводах, до его технической реализации.

В диссертации сформулирована постановка оптимизационной задачи и определены: целевая функция и балансовые ограничения. Разработанная методика позволяет выбрать оптимальный режим работы для трубопроводных систем разных диаметров с заданной производительностью, путем определения количества работающих насосных агрегатов на каждой станции и частот вращения их роторов

В процессе исследований были получены зависимости к.п.д. насосных агрегатов от частоты вращения их роторов, потребляемой и удельной мощности от производительности электродвигателей, преобразователей частоты.

В работе рассмотрен спектр вопросов, касающихся оптимизации режимов транспортировки жидких углеводородов по трубопроводам заданной производительности с минимизацией затрат на электроэнергию.

Решена задача по применению в качестве системы автоматического регулирования (САР) нефтеперекачивающих станций (НПС) с ЧРП. Исследования выполнены начиная с методики расчета и определения требований к системе автоматического регулирования до примеров выбора ЧРП для существующих и проектируемых нефтепроводов.

В первой главе диссертации рассматривается опыт эксплуатации и перспективы развития трубопроводного транспорта нефти в России в аспекте его автоматизации, повышения надежности и экономичности. Дается критический анализ существующих способов регулирования, определяется область применения, преимущества и недостатки каждого из них. Систематизируются и анализируются теоретические и экспериментальные исследования по оптимизации процесса транспортировки нефти. Формулируются цель и задачи диссертационного исследования.

Во второй главе диссертации сформулированы требования к системам регулирования работы НПС, оборудованных ЧРП. Представлены разработанные требования к САР с учетом специфики применения ЧРП, таким образом, чтобы она не уступала по надежности и качеству работы существующим системам. На основании действующих нормативов и опыта эксплуатации сформулированы общие требования к ЧРП, используемых на НПС. Разработаны требования к диапазону регулирования, дана методика расчета необходимого нижнего и верхнего диапазона регулирования частоты вращения. На основании анализа работы действующих нефтепроводов рассчитано минимальное значение нижнего и максимальное значение верхнего диапазонов регулирования.

В третьей главе диссертации приведены математическая формулировка задачи оптимизации транспортировки нефти по магистральным нефтепроводам с промежуточными НПС, оборудованными ЧРП. Разработан алгоритм решения данной оптимизационной задачи, методика получения исходных данных, необходимых для проведения расчетов. Представлены результаты анализа влияния различных факторов на точность полученных результатов. Приведена компьютерная реализация алгоритма.

В заключительной главе диссертации рассматриваются требования к формированию технологических карт режимов работы магистральных нефтепроводов, планированию и учету потребления электроэнергии при эксплуатации трубопроводов с учетом установленного ЧРП. Анализируется влияние различных факторов на потребление электроэнергии НПС. Приведены и проанализированы примеры решения оптимизационной задачи для существующих нефтепроводов Ду 700-1200.

Автор благодарит профессора М.В. Лурье за научное руководство работой.

Автор благодарен преподавательскому составу кафедры проектирования и эксплуатации газонефтепроводов РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, позволившему автору получить фундаментальное образование.

1. ПРОЦЕССЫ И ТЕХНОЛОГИИ, ОСНОВАННЫЕ НА ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА

Анализируется развитие трубопроводного транспорта нефти в России в аспекте его автоматизации, повышения надежности и экономичности. Рассматриваются общие и частные задачи регулирования работы нефтепровода при различных условиях эксплуатации. Дается критический анализ существующих способов регулирования, определяется область применения, преимущества и недостатки каждого из них. Систематизируются и анализируются теоретические и экспериментальные исследования по оптимизации процесса транспортировки нефти. Формулируются цель и задачи диссертационного исследования.

1.1. Анализ современных тенденций в проектировании и сооружении нефтепроводов на примере нефтепровода «Восточная Сибирь — Тихий океан» (МП ВСТО)

Протяженность МН ВСТО от Тайшета до Сковородино составит 2,8 тыс. км. Схема этого нефтепровода представлена в Приложении А.

МН ВСТО во многих отношениях не имеет аналогов в мировой практике. При сравнении с Трансаляскинской нефтепроводной системой, действующей с 1977 года, оказывалось, что при общей внешней схожести характеристик района строительства, протяженность МН ВСТО в 3,5 раза больше американского, а сроки проектирования и строительства МН ВСТО намного меньше. Также трасса МН ВСТО отличается рядом особенностей, усложняющих строительство: отсутствие опыта строительства МН с рабочим давлением свыше 6.4 МПа; отсутствие промышленного производства оборудования и материалов для данных условий строительства; большие перепады высот; сейсмическая активность районов строительства; отсутствие развитой инфраструктуры; очаговые многолетнемерзлые грунты, в том числе и блуждающие; стесненные условия строительства и д.р.

Вот поэтому для МН ВСТО были разработаны специальные нормы проектирования и строительства. В частности, регламентированы требования: к строительству нефтепровода на участках опасных геологических процессов: курумообразования; селей; оползней; активных тектонических разломов; крупных включений подземных льдов; в местах распространения многолетнемерзлых грунтов (ММГ) регламентированы способы прокладки нефтепровода (подземный, надземный) в зависимости от типа ММГ; к монтажу, укладке трубопровода и др.; к высокопрочным трубам; соединительным деталям с давлением до 14 МПа; датчикам КИПиА; запорной, предохранительной и регулирующей арматуре; насосам для магистральных нефтепроводов с предельным давлением до 10 МПа; фильтрам-грязеуловителям; фильтрам-решеткам и др.

Для МН ВСТО применяются трубы диаметром 1067 и 1220 мм, что позволит более динамично управлять режимами перекачки и снизить металлоемкость нефтепровода. Данное решение оправдало себя при строительстве других трубопроводных систем, например БТС. На МН ВСТО предполагается использовать трубы отечественного и импортного производства с повышенной ударной вязкостью и классом прочности — К56, а по климатическим показателям — морозостойкие.

До настоящего времени в действующих нефтепроводах рабочее давление не превышало 6,4 МПа. На отдельных участках МН ВСТО из-за значительного перепада высот по трассе давление доходит до 14,0 МПа, следовательно, понадобились трубы прочностью — К70 (в РФ они раньше не использовались).

Предел прочности металла этих труб - не менее 690 МПа, предел текучести - не менее 640 МПа. Давление в нефтепроводе будет таким высоким еще и потому, что на участке от Тайшета до Сковородино запланировано построить не 10, а только 6 НПС, что позволит сократить стоимость первого этапа строительства.

Для подземной прокладки предусмотрены трубы с антикоррозионным трехслойным заводским покрытием из экструдированного полиэтилена. Стыки будут изолированы термоусаживающимися манжетами. В условиях надземной прокладки будет применяться эпоксидное покрытие, а в качестве теплоизоляции - жесткий полиуретан с кожухом из оцинкованного металла.

Рассматривая тенденции проектирования и сооружения систем трубопроводного транспорта, следует упомянуть о разработке вентильного электродвигателя нового поколения с частотным регулированием числа оборотов. Такие двигатели станут приводами магистральных насосов на НПС.

Частотно-регулируемый электропривод ЧРП представляет собой совокупность преобразователя частоты ПЧ и электропривод, способный работать длительное время с частотой вращения ротора в определенном диапазоне в штатном режиме. Преобразователем частоты называется устройство, осуществляющее преобразование электрической энергии тока одной частоты в энергию тока с другой частотой. ПЧ могут быть как для синхронных, так и для асинхронных двигателей. Также ПЧ имеет в своем составе интеллектуальный блок управления, позволяющий автоматически поддерживать определенную частоту или нагрузку или реализовывать изменение частоты или нагрузки в соответствии с заложенными в него алгоритмами. Устройства частотного регулирования позволяют управлять скоростью и моментом электродвигателя по заданным параметрам в соответствии с характером нагрузки, следовательно — реализовать наиболее экономичный режим любого процесса.

Система управления вентильным электродвигателем позволит обеспечить для определенного режима перекачки требуемую мощность насоса, без потери КПД (в отличие от традиционных двигателей, работающих на максимальной мощности). Расчетная экономия электроэнергии составит около 30 % - до 1 млн. долларов США в год. К тому же, компактные размеры и меньшая масса дают экономию при строительстве новых НПС. Структурная схема электродвигателя с частотным преобразователем представлена в Приложении Б. Основные параметры применяемых на МН В СТО ЧРП приведены в таблице 1.1.

Технологическая связь на нефтепроводе ВСТО представлена радиорелейными линиями связи в сочетании с радиодоступом к информации от линейных объектов. В качестве резерва применяются волоконно-оптические линии связи и спутниковая связь.

Впервые осуществляется полностью автоматизированное управление трубопроводом, как единым объектом контроля, управления и регулирования. С этой целью разработаны детальные технологические алгоритмы, устанавливающие действия механизмов на различных режимах и в различных ситуациях, в том числе и аварийных. Реализация концепции «безлюдной технологии» управления технологическими процессами нефтепровода МН ВСТО требует повышенной надежности АСУ ТП. Наработка на отказ контролирующего оборудования должна превышать период регламентного обслуживания в 100 раз, что составит порядка 100 лет. Наработка на отказ для оборудования, обеспечивающего защиту, с учетом дублирования и резервирования превышает период регламентного технического обслуживания в 200 раз (примерно 200 лет).

Сигналы управления защитами на НПС и линейной части формируются на уровне НПС и пункта контроля управления линейной части без участия территориального диспетчерского пункта. При инициировании срабатывания защит для исходных сигналов соблюдается принцип «два из трех», т. е. защита включается при срабатывании лишь 2-х из 3-х, измеряющих параметры датчиков. Эта мера исключает потери от ложного срабатывания и гарантирует защиту при выходе из строя любого датчика.

Таблица 1.1.

Технические характеристики ЧРП Параметры электропривода:

Коэффициент полезного действия в номинальном режиме, % 0,93

Напряжение питающей сети, кВ 10 ± 10%

Частота напряжения питающей сети, Гц 50 ± 0,2%

Диапазон регулирования оборотов, % 20-110

Параметры электродвигателя:

Коэффициент полезного действия в номинальном режиме, % 0,97

Параметры преобразователя частоты:

Коэффициент полезного действия в номинальном режиме, % 0,96 Номинальная выходная частота, Гц .300

Диапазон регулирования оборотов, % ' , 20-110

Точность поддержания установленного значения частоты, % 1

В рамках АСУ ТП, благодаря специальным сенсорам, предусмотрена самодиагностика технического состояния оборудования.

Для проекта ВСТО разработана специальная программа мониторинга окружающей среды, на основании данных которой, планируется оценивать воздействие, оказываемое строительством и эксплуатацией нефтепроводной системы на состояние различных компонентов окружающей среды, определять соответствие фактического уровня воздействия установленному в проектных и нормативных документах.

Таким образом, к основным тенденциям проектирования и сооружения МН можно отнести: увеличение уровня автоматизации управления МН; уменьшение удельной емкости РП; увеличение рабочего давления МН до 14,0 МПа; применение полнонапорных нефтеперекачивающих агрегатов с ЧРП; применение в качестве САР - ЧРП; реализация самодиагностики оборудования; широкое применение полимерных материалов.

1.2. Задачи системы регулирования магистральной насосной станции

Изменение условий перекачки нефти или ее характеристик может привести к нарушению штатного режима работы нефтепровода [38,50]. Предотвращение подобных явлений и осуществление оптимальных режимов работы НПС достигаются регулированием работы НПС.

К основным факторам, которые влияют на режимы работы системы "НПС - нефтепровод", можно отнести следующие [3,38]: переменная загрузка нефтепровода, обусловленная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепроводов и потребителей; изменения реологических характеристик перекачиваемых нефтей, вызванные сезонными и местными изменениями температуры грунта, последовательной перекачкой нефтей, влиянием содержания воды, парафинов, растворенного газа и т.д.; технологические факторы — изменение параметров насосов, их включение и выключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей, изменение объема приемо-сдаточных операций, нестационарные процессы и т.д.; аварийные и ремонтные ситуации, вызванные авариями на линейной части нефтепровода или отказами оборудования, срабатыванием защиты.

Некоторые из этих факторов являются систематическими, некоторые периодическими. Все это создает условия, при которых режимы работы системы "НПС - нефтепровод" непрерывно меняются во времени.

В таблице 1.1 приведены усредненные показатели неравномерности работы трубопровода, полученные по годовым наблюдениям - 25 нефтепроводов диаметром 500-1200 мм.

Отношение среднеарифметического значения подачи к ее максимальному значению изменяется в пределах 0,58-0,85, а О_т1^_тах - 0,29-0,70, что соответствует двукратному и более изменению расходов. Исключая случайные отклонения, диапазон колебаний пропускной способности нефтепроводов, с учетом стадийности их ввода, находится в пределах 0,3-1,2 Оо- Неравномерность работы нефтепроводов систематически наблюдается и в течение года (рис. 1.1).

Колебания пропускной способности трубопровода неизбежны, так как трудно устранить воздействие всех изложенных факторов. Это затрудняет эксплуатацию нефтепроводов, приводит к увеличению себестоимости перекачки, снижает надежность работы трубопроводных систем. Особенно негативно сказывается неравномерность перекачки на расходе электроэнергии, который увеличивается с ростом коэффициента неравномерности работы НПС.

Таблица 1.1

Усредненные показатели неравномерности работы нефтепроводов. месяц

Рис. 1.1 Изменения пропускной способности трубопровода в течение года.

Анализ работы магистральных нефтепроводов показывает, что основной причиной, приводящей к нерациональному расходу электроэнергии, является неправильный выбор режимов работы НПС. Например, отказы основного оборудования НПС приводят к тому, что в процессе отказа и после его ликвидации необходим выбор новых режимов работы насосных агрегатов, обеспечивающих заданный объем перекачки.

Аналогичная ситуация возникает и при плановом изменении пропускной способности, требующем включения или отключения насосов и НПС. Также большие потери электроэнергии могут возникать при эксплуатации нефтепровода не на полную мощность, а это вызывает работу насосов в неоптимальном режиме, с низким к.п.д. Недоиспользование проектной мощности трубопровода связано с недостатком нефти для перекачки, или с тем, что его пропускная способность проектируется с расчетом на перспективу, а

НПС вводятся в эксплуатацию в несколько стадий (очередей). При этом чаще всего сначала вводится головная насосная, затем одна или несколько промежуточных и, наконец, все остальные, а трубопровод выводится на проектную мощность.

На первых стадиях эксплуатации, нефтепроводы работают с малой пропускной способностью, отличающейся от номинальной в 1,3 - 2 раза. Эти режимы для насосов являются неэкономичными, так как к.п.д. в этом случае на 10-20% меньше максимального, вследствие роста гидравлических потерь в проточной части.

Критерием эффективности регулирования принято считать обеспечение бесперебойной работы МН при минимальных затратах электроэнергии при перекачке. Снижение потребления электроэнергии, обеспечивающее улучшение технико-экономических показателей нефтепроводов, вызывает необходимость непрерывного регулирования режимов работы насосных.

Таким образом, можно сделать вывод, что применение САР на НПС обязательно. Также необходимо отметить, что чем больше возможности САР,. тем более гибкой становится работа МН, однако при увеличении возможностей САР растет и ее сложность и уменьшается надежность как самой САР, так и МН в целом. Поэтому на стадии проектирования необходимо выбирать САР такой, чтобы ее надежность была не менее заданного значения и реализовывались все необходимые технологические требования к ней [65,93].

1.3 Способы регулирования работы НПС магистральных нефтепроводов

Известно, что регулирование напора и подачи насосов на магистральных нефтепроводах может быть осуществлено следующими методами [5,8,38]: - изменением параметров рабочего колеса центробежного насоса конструктивными методами (обрезка колес, применение сменных роторов, изменение числа ступеней, изменение конструкции лопаток рабочего колеса и т.д.); дросселированием потока нефти регулирующим органом (регулятором давления, регулирующим клапаном, регулирующей заслонкой, задвижкой) на выходе НПС; перепуском части потока нефти из линии нагнетания на приемную линию; изменением числа работающих насосов; изменением схемы соединения насосов; использованием насосов с разными напорными характеристиками на одной насосной; изменением частоты вращения ротора насоса (с помощью гидравлических, электромагнитных муфт или регулируемого электропривода, а также использования в качестве привода газовых турбин).

В зависимости от конкретных условий каждый из этих вариантов может использоваться как самостоятельно, так и в сочетании с другими [38].

Регулирование режимов осуществляется изменением характеристик насосов - подачи и напора, причем регулировать работу насоса можно как при постоянной частоте вращения ротора, так и при переменной.

При наиболее распространенном сейчас последовательном соединении насосов наибольшее применение получили следующие методы регулирования режимов: изменение числа рабочих насосов; дросселирование; обточка колес; применение сменных роторов.

Перечисленные методы применяют в сочетании с дросселированием, т.к. сами по себе они не обладают достаточной гибкостью, поэтому, экономически эффективны в том случае, когда нефтепровод длительное время работает с постоянной пропускной способностью. Дросселирование, даже при условии оптимального регулирования, приводит к значительным потерям — 0,1-2 % от затрачиваемой мощности.

Обточка рабочих колес центробежных насосов по наружному диаметру — широко распространенный способ регулирования режима работы нефтепровода.

Пределы обточки колес ограничиваются к.п.д., который сначала снижается медленно, а затем быстро. Темп снижения к.п.д. возрастает с ростом коэффициента быстроходности n_s. Для насосов с n_s 60—120, к.п.д. падает на 1% на каждые 10% обточки от номинального диаметра, пределы которой для этих насосов ограничены величиной 20%. Для насосов с n_s 200—300, это снижение уже составляет 2,5% на 10% обточки, поэтому такие насосы более чем на 10% не обтачивают. Для насосов с n_s 120—200 пределы обточки составляют 15%.

Метод регулирования режимов работы НПС обточкой колес нельзя назвать оперативным [35,82], т.к. частая смена колёс насосов практически невозможна. С учетом статистического распределения подачи необходимо выполнять прогнозную оценку этого параметра на некоторый промежуток времени, например, квартал, полугодие в соответствии, с чем рассчитывать обточку на указанный период.

Сменные колеса имеют размер, отличный от номинального, обычно они ставятся на пониженные подачи. ГОСТ 12124-80 предусматривает установку колес на 0,5 и 0,7Q₀.

В месте выхода потока имеют место дополнительные гидравлические потери вихреобразования (из-за несоответствия корпуса и выходной части сменного колеса), поэтому к.п.д. сменного колеса на номинальном режиме ниже соответствующего к.п.д. основного насоса.

Изменение характеристик центробежного насоса может быть получено уменьшением ширины колеса без изменения его диаметра и профиля лопатки. Точка максимального к.п.д. при этом смещается в сторону уменьшения расхода.

Дросселирование - введение дополнительного сопротивления в трубопровод h увеличивает потери напора и ведет к снижению расхода. Практически это осуществляется прикрытием проходного сечения регулятора давления. Несмотря на простоту и удобство регулирования дросселированием, этот способ имеет существенный недостаток — он не экономичен. Энергия, расходуемая на дросселирование, безвозвратно теряется, что снижает общий к.п.д. насосной станции. (1.1)

Чем больше тем ниже к.п.д. дросселирования. Полный к.п.д. насосного агрегата (НПС) в этом случае определяется произведением ⁷1 = ЧгП_Д , где г]2 — к.п.д. насоса (станции) при уменьшенном режиме подачи (имеется в виду наиболее распространенная последовательная схема соединения одинаковых насосов, при которой ц_н = ц_с).

Для режима 7? полный к.п.д. надо оценивать с учетом ц_д, т. е. (1.2) где Н„ - напор станции.

Из указанных соотношений следует, что дросселирование необходимо применять, уменьшая максимальные подачи насоса, когда режим работы его переходит в область более вьгсоких к.п.д. В большинстве случаев потери дросселирования не удаётся скомпенсировать ростом к.п.д. насоса.

Практически на магистральных нефтепроводах дросселирование применяется, как вспомогательное средство, в дополнение к переключению насосов. Глубокое дросселирование из экономических соображений не допускается, и затраты энергии составляют 1-3% от общих затраты электроэнергии в магистральном нефтепроводе.

Изменение частоты вращения ротора насосного агрегата. Располагая характеристиками магистрального насоса при номинальной частоте вращения ротора щ, можно построить характеристику этого насоса при любой другой частоте вращения п, используя следующие зависимости [45]:

Г л³ п г л²

АН АА, (1.3) где О, Н, тУ, /1// и О1, Н[, ТУ;, ^/гу - подача, напор, мощность, кавитационный запас насоса соответственно при частоте вращения вала пиП].

Частоту вращения ротора насоса можно регулировать: изменением частоты вращения вала двигателя; с помощью специальных механизмов при постоянной частоте вращения вала двигателя.

В первом варианте в качестве привода могут применяться: газовые и паровые турбины; двигатели внутреннего сгорания; электродвигатели постоянного тока и переменного тока с изменяющейся частотой вращения. Газовые и паровые турбины, двигатели внутреннего сгорания наиболее удобны для регулирования частоты вращения ротора центробежного насоса, поскольку сами имеют регулируемую частоту вращения вала.

В качестве второго варианта может использоваться установка (между приводом и насосом) муфты с переменным ^ передаточным отношением, принцип действия которой основан на использовании вихревых токов, или гидравлическая муфта.

Наиболее перспективным методом изменения частоты вращения роторов насосных агрегатов является использование ЧРП [5], состоящего из насоса, электродвигателя и преобразователя частоты.

Преобразователем частоты называется схема, осуществляющая преобразование электрической энергии переменного тока одной частоты в энергию тока с другой частотой. Структурная схема такого преобразователя представлена на рисунке 1.2 [16]. фИЯЬТП система управления

Рис. 1.2. Структурная схема преобразователя частоты.

Для создания такого преобразователя необходимо собрать электрическую схему, показанную на рисунке 1.3.

Принцип действия данной схемы заключается в следующем: источник синусоидального напряжения подключается к выпрямителю, в данной схеме для этого используется диодный мост. Далее в схеме стоит КС-фильтр, который уменьшает пульсации напряжения. В результате на инвертор подается напряжение, которое должно стремиться к постоянному.

Принцип работы инвертора основан на работе трансформатора со средней точкой, к первичной обмотке которого подключаются тиристоры. Эти тиристоры открываются поочередно, что обеспечивается системой управления. В результате в трансформаторе поочередно работает либо правая, либо левая половины обмотки. Токи в обмотке то нарастают, то уменьшаются, в зависимости от того открыты или закрыты тиристоры. Левая и правая половины первичной обмотки направлены согласно и встречно по отношению ко вторичной обмотке, поэтому во вторичной обмотке наводится и положительная, и отрицательная ЭДС. Итогом такой поочередной работы является возникновение во вторичной обмотке трансформатора напряжения, близкого к синусоидальному. нагрузка

Рис. 1.3. Электрическая схема преобразователя частоты.

Напряжение на нагрузке имеет отличную от первичного напряжения частоту и меньшее амплитудное значение, а изменять частоту на нагрузке можно, регулируя частоту источника в системе управления.

Анализируя существующие методы регулирования, можно сделать вывод, что использование метода дросселирования в сочетании с использованием сменных колес и роторов МНА — это наиболее простой и надежный, но совсем не экономичный способ регулирования. Перспективность частотного регулирования наглядно видна из рисунка 1.4.

Можно заметить, что при дросселировании энергия потока, сдерживаемая задвижкой или клапаном, просто теряется, не совершая никакой полезной работы. Применение преобразователя частоты в составе насосного агрегата позволяет просто задать необходимое давление или расход, что обеспечит не только экономию электроэнергии, но и снижение потерь транспортируемого вещества.

Рис. 1.5. Внешний вид ЧРП мощностью 20 МВт и напряжением до 15 кВ

Р. кВт

Рис. 1.4. Потребление мощности при различных способах регулирования: 1 - дросселированием; 2 - изменением частоты вращения роторов МНА;

3 - экономия электроэнергии. р/сЗякв

Таким образом, можно заключить, что не существует в'вопросе о выборе способа регулирования универсального решения - все способы имеют свои недостатки и достоинства. Следовательно, выбор САР необходимо осуществлять на основании технико-экономических расчетов. Также следует отметить, что при большой неравномерности перекачки нефти, необходимо применять ЧРП.

1.4. Критический анализ теоретических и экспериментальных исследований в области оптимизации процесса перекачки нефти по трубопроводам с промежуточными НПС

Впервые задача о выборе оптимального режима перекачки нефти по нефтепроводу была поставлена и решена Д.Т. Джефферсоном [108,109]. Джефферсон рассматривал нефтепровод, оборудованный насосными агрегатами с различными напорными характеристиками. Регулирование осуществляется с помощью дросселирования на каждой станции. Технологические ограничения налагались на величину давления после регулирующего клапана и перед станцией. Эти ограничения записываются в форме следующих неравенств: к к-1

Р - Рт^ к , ;=1 /=1

Ршьк ,

1=1 (=1 к = 1,2, ,п, к к к-1 р_тп А - Ро + М, < Р, <р_{тах к}-р₀ + Х М, , (1.4) ро~ подпор на головной НПС;

М;- потери давления на участке трубопровода, между /'-й и (7+1)-й станцией;

Рттк~ минимально допустимый напор перед {к+1 )-й станцией;

Ртах к~ максимально допустимый напор после к-й НПС;

Р- дифференциальный напор, развиваемый г-й станцией; п - число НПС трубопровода.

Дифференциальное давление Р, на каждой станции может принимать в этом случае любые значейия от 0 до максимального Р_тах- Задача определения оптимального режима формулировалась следующим образом: при фиксированной производительности найти такое распределение дифференциальных давлений Р{ между НПС трубопровода, при выполнении технологических ограничений (1.7), при котором стоимость потребляемой в единицу времени всеми насосными агрегатами электроэнергии была минимальной: ^р = Е ^{= т1п} , (1.5) г = 1 где Ы- мощность, потребляемая двигателями г-й станции; - стоимость одного киловатт-часа электроэнергии на г-й станции.

Метод решения, предложенный Джефферсоном [109], использовал идею динамического программирования. Для каждой станции при фиксированной производительности и заданном дифференциальном давлении из всех возможных комбинаций включения насосных агрегатов можно выбрать одну, которая будет создавать напор не менее заданного и потреблять наименьшую мощность. Определив номер такой комбинации у' для всех значений дифференциального давления станций Р, и мощность потребляемую насосными агрегатами этой комбинации, можно для каждой станции построить функции N, = N,(P,), j, = j,(P,) и f_t(.P_l) = g,N_l(P_l) f(P) - зависимость стоимости электроэнергии, потребляемой в единицу времени НПС от комбинации насосов j и от дифференциального давления станции, вид функции f(P) и j(P) для насосной станции, оборудованной насосными агрегатами с различными характеристиками (с различными диаметрами колес, при регулировании методом дросселирования) показан на рис. 1.6

Если обозначить суммарное дифференциальное давление, развиваемое первыми к НПС посредством S_k\ ^Sk = X! , к = 1,2, ,п, то задача выбора оптимального режима работы трубопровода при фиксированной производительности формулируется следующим образом: найти такое распределение дифференциальных давлений между НПС, при котором стоимость потребляемой всеми насосными агрегатами в единицу времени электроэнергии минимальна: F = Z /.(Л) min (1.6) при выполнении технологических ограничении: 'шшА- ^ Рпж_к-Ро + Т,^М' (1-7) i=l i=l

Решение этой задачи методом динамического программирования осуществляется следующим образом. Располагая функцией /(Р^ для двух первых станций, можно очевидно построить функцию (р₂ (Р[ + ) ⁼ (^2) > соответствующую минимальной стоимости потребляемой двумя первыми станциями в единицу времени электроэнергии при заданном суммарном давлении

Для этого нужно решить задачу: для каждого значения S₂ найти такое значение Р₂, что /Л$г - Рг) + /₂(Рг) = min при выполнении ограничений: P_mini-Po+^Mi maxl-p₀ Pmin2~ PO ^+Ml^+M2 ^^S2 ^ Pm^2-Po + ^Mi f₅(P)

Р₅ Р Р

Рис. 1.6. Зависимость/(Р) от включенной комбинации насосов у.

Поскольку при этом каждому значению соответствует некоторое значение Р₂, то по (1.6) определяется функция:

Р₂ =

Аналогично для к-го этапа процесса нахождения оптимального режима можно определить функцию (р_к (S_k), соответствующую минимальной стоимости потребляемой первыми к НПС в единицу времени электроэнергии при заданном суммарном давлении Sk из решения задачи: для каждого значения Sk найти такое значение что k-P_k)+ f_k(P_k) = min Jfc-l к—2 Pmmk-X ~ PO + E ^Мг ^ ^Sk~ ^Pk ^ P max A-l ~P 0 + E ^M, 1 = 1 !=1 к к-1 P mm* " Po +X^M' ^ ^Sk ^ Pmaxk ~P 0 + S^M- i=l r=l

Одновременно при этом определяется функция: ^р_к = ^kiS,) , соответствующая оптимальному значению дифференциального давления к-й НПС при заданном суммарном давлении Sk первых к НПС.

Очевидно, что все (p_k{S_k) имеют вид аналогичный f_k (Р_к) . Выполнив п таких этапов вычислений, получим функцию (р_п (S_n), соответствующую минимальной стоимости, потребляемой в единицу времени всеми п НПС электроэнергии. Приняв S_n таким, что <р_п (S_n ) принимает наименьшее значение на интервале: п п-1

Р min „ - Po + Е - ^S" - ~Р 0 ⁺ Е ^Мг i = l 1 = 1

Найдем S_n и

Р_п = * Л^,) , ^ п - 1 - п ~ ^Р п'?

у 2 = л (Л);

7, = 7, (Л)

3 2 - 3 3 ~ Рз р₂ = ТЛ5₂), -Р, — 5 2 ^— 5

Таким образом, полностью решена задача определения оптимального режима перекачки при заданной производительности трубопровода, рассматривая различные комбинации работающих насосов.

Можно отметить следующие особенности метода предложенного Джефферсоном [109]: решению задачи предшествует построение для каждой НПС функции /(Р) и ЦР). В случае регулирования методом дросселирования потока, который рассматривает Джефферсон, эти функции кусочно-постоянны, т.е. могут принимать лишь конечное число разрешенных значений; параметры, фактически характеризующие управление, а именно величина дросселирования на каждой НПС и номер включенной комбинации насосов у, явно не входят ни в целевую функцию (1.6), ни в систему технологических ограничений (1.7). В качестве параметра, характеризующего управление, принято дифференциальное давление НПС, которое может принимать все возможные значения в диапазоне, определенном технологическими ограничениями. Благодаря этому число переменных управления на каждом этапе процесса вычислений сведено до одного, однако специальный вид функции/(Р) никак не используется.

В работах Шилина Ю.И., Мороза П.А. [71] сформулирована задача оптимального управления нефтепроводом при ограничениях более общего вида:

Р₀ + Z Р. - Е У> ~ Z ^М г^ ^Pmax k>

1 = 1 1 = 1 1 = 1

А- к к-1

Р min к ^ PO Р, 'Ts У, -Т, М, < Р' /'О+ЕА-ЕЗ',-!^^ Р max jt ' (1-8) (=1 /=1 ;=1 к к к

М < Р тах к

1 = 1 1 = 1 ; = 1 к = 1,2, ,п , где: Р_тахк- максимально допустимое давление после к-то насоса; Ртах к~ максимально допустимое давление после к дросселя; Pmaxk+i - максимально допустимое давление перед (к+1) насосом; ' Pmink- минимально допустимое давление перед (+1) насосом; р_г дифференциальное давление z'-ro насоса; у г величина дросселирования на z'-ом дросселе; М- потери напора в трубопроводе между i-м и (/+1)-м насосом. В указанных работах в качестве параметра состояния вводится величина подпора перед (&+1)-м насосом z^: = PO + Е Рг ~ Z У г - Е ^М' , (1-9) ;=1 i=l 1=1 а в качестве управления — дифференциальное давление насоса

Рг =Z_i+M_i~Z_i_! (1.10)

Поскольку дроссель рассматривается в этих работах как насос, создающий отрицательный напор, тогда величина управления для реального насоса может принимать лишь два значения: Р_ь если насос включен, и 0, если насос выключен. Для фиктивного насоса (дросселя) величина управления может принимать все значения в диапазоне, определяемом системой ограничений (1.8). Далее метод решения задачи такой же, как у Джефферсона [109].

Подобная оптимизационная задача решалась также В.И. Голосовкером. В этих работах [26,31] на основании теоретических и экспериментальных исследований была получена зависимость потребляемой и удельной мощности от производительности с учётом к.п.д. насосных агрегатов. Исследовано изменение стоимости электроэнергии при выполнении планового задания по перекачке нефти на различных режимах работы. Также предложена методика выбора оптимальных режимов перекачки, при которой плановое задание выполняется с минимальными энергозатратами. Произведена оценка влияния неравномерности работы нефтепровода на величину расхода электроэнергии. Для оценки влияния неравномерности перекачки на величину расхода электроэнергии исследована зависимость минимально необходимой и удельной мощности с учётом к.п.д. насосных агрегатов от производительности перекачки.

В работах В.И. Голосовкера считалось, что регулирование работы НПС осуществляется методом дросселирования потока. Рассматриваласья задача краткосрочного и долгосрочного планирования - выбор режимов перекачки. Решена также задача об экономической целесообразности - работать равномерно, используя для регулирования дросселирование или работать,на фиксированных режимах с разной периодичностью с целью выполнения объёмов перекачки. В некоторых работах, и в том числе в рассматриваемой, фиксированными режимами называют режимы с минимальным уровнем дросселирования для заданной комбинации включённых в работу насосов.

Для выполнения планового задания с наименьшими затратами электроэнергии автором предложено вести перекачку на двух фиксированных оптимальных режимах с производительностями О, и 0,+, причём: б, <0_о <а ^ 1+1 > где Оо — необходимая средняя производительность перекачки.

Время работы нефтепровода на режимах с производительностями О_г и 0₁₊1 определяется формулами: (1.12) (1.13) где Т— плановое рабочее время.

В работах Л.Г. Шепеткова [27,69,100,101] дано решение оптимизационной задачи для систем нефтепроводов методом линейного программирования. Оптимизация достигается путём снижения затрат электроэнергии на транспортировку нефти выбором оптимального количества насосов на каждой НПС, количеством переключений, расчетом времени работы нефтепровода на фиксированных режимах. В работе Л.Г. Шепеткова даны алгоритмы решения рассматриваемой оптимизационной задачи методом линейного программирования. Полученные алгоритмы уступают алгоритму, основанному на методе динамического программирования возможностях решения задач для участка нефтепровода с большим количеством НПС.

В работе С. Робертса [80] показана целесообразность применения динамического программирования для решения оптимизационных задач для сложных многостадийных процессов.

В работах В.В. Васильковского [18,19] рассмотрена задача сокращения дросселирования и связанных с ним непроизводительных энергозатрат и определение оптимального регулирования работы разветвленных нефтепродуктопроводов, имеющих отводы, с НПС, оборудованными ЧРП. (1.11)

Математическая постановка задачи включает уравнение гидравлического баланса напоров и систему ограничений на напоры в линиях нагнетания и всасывания на каждой НПС для участка трубопровода и по диапазону ~ изменения частоты вращения роторов МНА. На каждой НПС рассматриваемого участка может устанавливаться ЧРП для одного МНА. Напор Д, развиваемый каждой станции, есть функция от расхода О, фактического значения частоты вращения роторов МНА и их количества (1.15). X = X а.14) г=1 1=1 1=1

Я, = с(ет,-Ь12²)+к(а-Ьд²) (1.15) с - коэффициент, принимающий значение 0 или 1 (0 — ЧРП выключен, 1 — ЧРП работает); к - количество работающих МНА на НПС без ЧРП; анЬ - коэффициенты аппроксимации напорной характеристики МНА; п— отношения квадратов фактической и номинальной частот вращения роторов МНА НПС;

Г, - дросселируемый напор;

2_и и г_К— высотные отметки первой НПС и конечного пункта (резервуарного парка последней НПС) соответственно; /г, — потери напора на участке НПС_г и НПС,+у /г. > И

Рг ^ Р шах (Ы6)

П <77 < П шш г "шах /г, - подпор перед НПС/; — минимально допустимый подпор перед НПС/; р, — давление на выходе НПС/;

Ртах — максимально допустимое давление на выходе НПС/; п_тт и п_тах — нижний и верхний диапазон регулирования.

Уравнение (1.14) в совокупности с системой неравенств (1.16) дают математическую основу для гидравлического расчета работы нефтепродуктопровода с НПС, оборудованными ЧРП.

В алгоритме расчета предусматривается возможность отключения одного МНА на какой-либо НПС (последовательно для каждой станции). При этом решается оптимизационная задача линейного программирования с искомыми неизвестными п₁ и 7, и целевой функцией: -г = У, -> ^ (1.17)

Такая задача определяется минимизацией непроизводительных затрат электроэнергии, обусловленной дросселированием, то есть об уменьшении мощности, потребляемой МНА.

В работах В.В. Васильковского задача оптимизации решается для случая заданных значений расхода в трубопроводе, границ раздела партий различных нефтепродуктов и для заданного варианта расположения регулируемых приводов по насосным станциям. В процессе вычислений осуществляется пошаговое изменение всех этих параметров по определенным алгоритмам.

Таким образом, в работах наличие ЧРП на НПС определялось в результате расчета, и то ЧРП устанавливается только на один МНА (мощность одного МНА), также в качестве САР используется совместно узел регулирования давления дросселированием и ЧРП. Так как параметры трубопровода и технологического оборудования НПС изменяются в процессе эксплуатации, а также в целях унификации технологического оборудования на НПС одного эксплуатационного участка и в рамках одной НПС, необходимо чтобы ПЧ оборудовались все станции и все МНА НПС, так, чтобы они согласовано' работали с частотой отличной от номинальной. Данную задачу возможно решить установкой двух (один рабочий, один резервный) ПЧ на всех НПС участка каждый мощностью, равной максимальной мощности (при максимальных оборотах) двух из трех работающих на НПС МНА, что позволит полностью исключить узел регулирования давления дросселированием.

Также в работах В.В. Васильковского не учитывалась зависимость к.п.д. ПЧ, электродвигателя и насоса от частоты вращения роторов, от затрачиваемой мощности, от характера нагрузки. Не были определены необходимые и допустимые границы регулирования.

1.5. Оценка перспектив использования частотно-регулируемого привода для решения многоцелевых задач трубопроводного транспорта

Устройства частотного регулирования позволяют управлять скоростью и моментом электродвигателя по заданным параметрам в соответствии с характером нагрузки, следовательно — реализовать наиболее экономичный режим любого процесса. Оснащение электродвигателей преобразователями частоты, внедрение частотно-регулируемого привода - достаточно перспективное направление, как с точки зрения энергосбережения, так и для автоматизации технологических процессов. ЧРП повышает управляемость электромеханических систем по технологическим требованиям, позволяет минимизировать установленные мощности и оптимизировать энергопотребление [1].

Система «преобразователь частоты' — электродвигатель» (ПЧ-ЭД) позволяет оптимизировать рабочие графики и энергопотребление технологических комплексов и систем. Кроме того, преобразователь частоты, помимо регулирования скорости электродвигателя, выполняет функцию защиты электродвигателя (контроль фаз питающей сети, контроль фаз электродвигателя, перегрузка по току, перенапряжение, низкое напряжение в сети, короткое замыкание на входе, замыкание на землю) и приводного механизма (от заклинивания электродвигателя, исполнительного механизма, от недогрузки, защита от перегрева электродвигателя) [1,16].

Современные преобразователи частоты позволяют анализировать пусковые и рабочие характеристики электродвигателя, отслеживать изменения в работе исполнительных механизмов в течение их жизненного цикла. Это значительно увеличивает ресурс работы электродвигателя, исполнительных механизмов. За счет функции плавного пуска величина пускового тока может не превышать величины номинального тока двигателя, что снижает нагрузки на пускорегулирующую аппаратуру и электрическую сеть.

Внедрение ПЧ целесообразно в случаях, когда привод работает в режимах переменных нагрузок, причем перепады нагрузки должны составлять не менее 20-30%.

Срок окупаемости проекта внедрения привода зависит от многих параметров и может составлять от одного года до трех лет, при больших сроках окупаемости применение привода признается нецелесообразным.

На стадии эксплуатации НПС и линейной части нефтепровода изменение способа регулирования режимов работы не целесообразно. Так как на сегодняшний день регулирование производится применением насосов с разными напорными характеристиками и дросселированием, переход на регулирование изменением частоты вращения ротора НПА требует реконструкции НПС, включающую: замену электродвигателя (или его обмотки); замену силового электрооборудования; замену НПА, т.к. насосы МН не предназначены для работы с частотой вращения ротора, отличной от номинальной (снижение к.п.д.); сооружения дополнительного здания на территории НПС.

Следует отметить, что при применении ЧРП, потери при номинальной частоте вращения составят 2-4 % от мощности на валу электродвигателя.

На стадии проектирования целесообразность применения ЧРП определяется путем анализа применяемого на НПС оборудования, возможностей энергосетей, режимов ввода в эксплуатацию и специфику работы проектируемого нефтепровода. Насосы и электродвигатели должны иметь возможность долговременной эксплуатации с частотой,, отличной от номинальной. По мере ввода новых станций протяженность участка нефтепровода, на который работает НПС, сокращается, а режимы насосов далеки от оптимальных. Эффективность применения на НПС плавного регулирования частоты вращения рабочего колеса насоса тем выше, чем чаще и в более широких пределах требуется изменение режимов работы НПА, вследствие неравномерности работы всего эксплуатационного участка.

При расчете тарифов на электроэнергию учитывается отклонение фактического потребления от заявленного (Приказ федеральной службы по тарифам от 24.08.2004 года №212-э/2) — при величине отклонения от 2 до 5 % штрафной коэффициент на оплату отклонения равен 1,05; от 5 до 10 % - 1,25; от 10 % и выше — 1,5.

При использовании ЧРП реализуются следующие преимущества: отсутствие необходимости в применении других способов регулирования; плавность регулирования с шагом от 0,5 % номинальной частоты вращения; диапазон регулирования частоты вращения от 50% до 110 - 140% номинальной частоты вращения; позволяет повысить эффективность регулирования, увеличив пропускную способность нефтепровода, за счет уменьшения зазора безопасности между уставкой защиты и уставкой регулятора; возможность применения регулирования как одного НПА, так и группы; время реагирования от 0,1 до 1 с.

Тенденции увеличения пропускной способности нефтепроводов и повышение рабочего давления вызывают необходимость создания насосных, обеспечивающих возросшую подачу и напор при эффективном регулировании режимов.

Использование насосов с ЧРП позволит максимально унифицировать насосно-силовое оборудование магистральных нефтепроводов, тем самым обеспечить необходимые объемы перекачки всего 2 полно-напорными насосами с регулируемым приводом — вместо 7 типа ИМ (не считая сменных роторов), варьируя их число и частоту вращения. Весьма эффективно использовать такие насосы [54] при стадийном выводе нефтепровода на проектную пропускную способность, поскольку имеется возможность постепенно увеличивать частоту вращения роторов, обеспечивающую требуемую производительность нефтепровода на каждом этапе. Высоконапорные насосы с регулируемым приводом повышают надежность эксплуатации нефтепроводов, проходящих в горных районах [76]. В случае их последовательного соединения, отказ одного из них может привести к полной остановке нефтепровода, в то время как при параллельной работе выход из строя одного насоса лишь снизит подачу.

1.6. Цели и задачи исследований, изложенных в работе

Целью работы является оптимизация режимов работы нефтепровода в изменяющихся условиях эксплуатации при использовании в качестве САР — ЧРП нефтеперекачивающих агрегатов. Результаты решения оптимизационной задачи должны дать ответ о количестве работающих на каждой станции НПА и частоте вращения роторов соответствующих им насосов.

Для достижения сформулированной цели, оказалось, необходимо решить следующие задачи:

Предложить новую методику планирования оптимальных режимов работы магистральных нефтепроводов;

Выявить балансовые ограничения для решения оптимизационной задачи выбора режимов транспортировки нефти; требования к системе регулирования, основанные на использовании частотно- регулируемого привода нефтеперекачивающих агрегатов (НПА);

Получить зависимости к.п.д. насосных агрегатов от частоты вращения их роторов; потребляемой и удельной мощности насосных агрегатов от производительности с учётом к.п.д.;

Предложить математическую модель нефтепровода с произвольным числом НПС, имеющих системы автоматического регулирования, основанные на использовании ЧРП;

Разработать алгоритм решения оптимизационной задачи о выборе наилучших режимов перекачки нефти по нефтепроводам с НПС, имеющими ЧРП и дана его численная реализация в пакете компьютерных программ;

Выполнить расчеты для конкретных нефтепроводов России, вскрывающих параметры новой энергосберегающей технологии и позволяющих дать общую оценку ее возможностей;

Дать обобщающие выводы и рекомендации для внедрения исследуемой технологии на нефтепроводах России.

Основные положения, доказанные в рамках рассматриваемой ' кандидатской диссертации, формулируются следующим образом: задача применения ЧРП в качестве САР не имеет универсального решения; применение ЧРП в качестве САР увеличивает надежность и устойчивость работы НПС и нефтепроводов в целом; за счет использования ЧРП возможно увеличить количество фиксированных режимов работы нефтепровода в десятки раз; применение ЧРП позволяет обеспечивать работу нефтепровода при любой заданной производительности только в оптимальном режиме (с минимальными затратами электроэнергии); использование ЧРП позволяет контролировать и корректировать расход электроэнергии; максимальный эффект от ЧРП достигается при применении его на всем эксплуатационном участке и на стадии проектирования; максимальный эффект достигается установкой двух (один рабочий, один резервный) ПЧ на всех НПС участка каждый мощностью, равной максимальной мощности двух (режим пропускной способности) из трех работающих на НПС МНА; за счет использования ЧРП достигается экономия электроэнергии, затрачиваемой на перекачку нефти, 0,2 — 8,7 %.

Выводы по главе 1

Приоритетное направление в трубопроводном транспорте нефти и нефтепродуктов состоит в уменьшении себестоимости транспортировки. Одним из путей такой экономии является оптимизация регулирования режимов работы трубопровода в условиях постоянно изменяющихся объемов перекачки.

Из анализа литературы следует, что на данный момент универсального решения для определения оптимального регулирования работы нефтепровода не существует. В зависимости от условий эксплуатации и специфики работы трубопровода определяется конкретный вариант оптимального регулирования режимов перекачки жидких углеводородов.

В случаях, когда электропривод работает с переменными нагрузками (с неравномерностью 20-30 %) — в качестве САР необходимо использовать ЧРП, что позволит снизить себестоимость транспортировки нефти и увеличить уровень автоматизации нефтепроводов.

Сравнительный анализ существующих методов решения задачи оптимального регулирования работы трубопровода с несколькими НПС, показал, что ни одна из них не учитывает возможности регулирования параметров работы НПС путем применения ЧРП. Поэтому, существует потребность в создании новой модели гидравлического расчета работы нефтепровода с несколькими НПС, оборудованными частотно-регулируемыми электроприводами, которая позволила бы определить параметры их работы, соответствующие минимальным затратам электроэнергии на перекачку нефти.

Сравнительный анализ методов численного решения рассматриваемой оптимизационной задачи и существующих моделей работы нефтепровода с несколькими НПС, выявил, что наиболее эффективным и часто используемым - является метод динамического программирования.

2. РАЗРАБОТКА ТРЕБОВАНИЙ К САР, ОСНОВАННОЙ НА

ИСПОЛЬЗОВАНИИ ЧРП

Формулируются требования к системам регулирования работы НПС, оборудованных ЧРП. Разрабатываются требования к системам автоматического регулирования (САР) с учетом специфики применения ЧРП, таким образом, чтобы по надежности и качеству работы она не уступала существующим системам. На основании действующих нормативов и опыта эксплуатации сформулированы общие требования к частотным преобразователям, используемым на НПС. Разрабатываются требования к диапазону регулирования и дается метод расчета необходимого нижнего и верхнего диапазона регулирования частоты вращения. На основании анализа работы действующих нефтепроводов рассчитывается минимальное значение нижнего и максимальное значение верхнего диапазонов регулирования.

2.1. Разработка общих требований к системе автоматического регулирования

Система автоматического регулирования входит в состав систем и средств автоматизации. Системы автоматического регулирования служат для поддержания требуемых параметров на заданном уровне или их изменения по определенному закону. Такие системы являются динамически замкнутыми.

Структура САР состоит из некоторого числа элементов, объединение которых возможно при взаимных согласующихся входных и выходных воздействиях, обеспечивающих взаимосвязанную работу устройств разного назначения. Эти условия могут быть обеспечены полной согласованностью информационных, энергетических, материальных и конструктивных связей между приборами, источниками питания, соединительными и крепежными элементами и частями. Для взаимосвязанной работы устройств различного назначения осуществляется их стандартизация и унификация по группам параметров [50,58]: виду и уровням входных и выходных сигналов; источникам энергии; характеристикам потребляемых в процессе эксплуатации вспомогательных материалов; присоединительным размерам (для соединения приборов между собой) при подключении к источникам питания, охлаждающей системе и т.п.; размерам приборов для облегчения их совместной компоновки, соединения в блоки, монтажа на щитах.

Системы автоматизации насосных агрегатов НПС должны обеспечивать выполнение следующих функции: программное и пооперационное управление пуском и остановкой насосного агрегата. Под программным управлением понимается включение или отключение НПА одной кнопкой на щите оператора, после чего заданная последовательность операций пуска или остановки выполняется без участия человека. Пооперационное управление означает управление программы пуска или остановки человеком (путем включения им в определенной последовательности кнопок, ключей или клавиш, каждая из которых управляет отдельным узлом или механизмом агрегата); защиту (автоматическое отключение) агрегата при отклонении значений контролируемых параметров от допустимых величин. Допустимое значение параметра устанавливается заранее с помощью органов настройки в приборах защиты. Выбор настройки диктуется технологическими требованиями к отдельным узлам и механизмам агрегата, а также режимами их работы; измерение основных параметров, характеризующих состояние агрегата и режима его работы; сигнализацию о состоянии узлов и механизмов агрегата, о возникающих "неисправностях и действии защит. Различают следующие виды сигнализации: предупредительную и аварийную; самозапуск главного электродвигателя НПА, т.е.- повторное включение электродвигателя после кратковременного исчезнрвения напряжения. -

Согласно [86], при использовании магистральных агрегатов с переменным числом оборотов, система автоматизации должна обеспечивать; поддержание заданной частоты вращения (с точностью не ниже 0,1 % от номинальной частоты вращения); переключение электродвигателя на электрическую сеть (при номинальной частоте вращения ротора) и обратное переключение на питание от тиристорного преобразователя частоты (в диапазоне регулирования) без нарушения технологического режима перекачки; торможение электропривода с рекуперацией энергии в сеть; самозапуск электропривода до заданной частоты вращения (после глубоких посадок ; силового напряжения или перерыва питания длительностью до 2,5 с); ручное и дистанционное управление. <

При работе нефтепровода на предельных по давлению режимах (с. производительностью перекачки равной пропускной способности нефтепровода) с целью предотвращения^ отключения работающих НПА на данной НПС, характеристики системы регулирования с учетом запаздывания передачи сигналов выбираются так, чтобы отклонения значения давления от заданного составляло не более — 0,15 МПа при отключении агрегата на следующей НПС (согласно РД-153-39.4-0.87-0.1, п. 4.2.6.6).

Для предотвращения аварийной остановки насоса при отключении НПА на следующей по потоку нефти НПС необходимо, чтобы ускорение изменения частоты вращения ротора магистральных нефтеперекачивающих агрегатов было не менее определенной величины. .

Требования к качеству процесса регулирования в каждом случае могут быть самыми разнообразными, однако можно выделить несколько наиболее существенных показателей качества, характеризующих работу всех систем автоматического регулирования [58,73] — длительность переходного процесса величина перерегулирования сг, величина установившейся, или статической, ошибки д_ст, частота колебаний в переходном процессе.

Длительность tp переходного процесса представляет собой интервал времени между началом внешнего воздействия и окончанием переходного процесса.

Перерегулирование а — максимальное отклонение регулируемой величины от установившегося значения, выраженное в процентах.

Статическая ошибка д_ст характеризует точность регулирования в установившимся режиме. Она равняется разности между заданным и фактическим значением регулируемой величины.

Устойчивость и качество системы зависят от свойств регулируемого объекта и всех звеньев, участвующих в этом процессе. В этой связи особое значение имеет правильный выбор регулятора по его основной характеристике (зависимости между изменением входной и выходной величины). Согласно РД- 153-39.4-0.87-0.1, п. 4.2.6.9 в системе используется пропорционально- интегрально-дифференциальный закон регулирования (ПИД регулирования). Действие ПИД регулятора можно рассматривать как совместное между статическим (пропорциональным) и астатическим (интегральным) регуляторами с дополнительным воздействием на скорости изменения величины, участвующей в этом процессе. Автоматические регуляторы с воздействием по скорости изменения входной величины увеличивают быстродействие системы, позволяют завершить процесс регулирования в более короткий промежуток времени. Такие приборы предваряют большие отклонения регулируемой величины за счет некоторого опережения изменения выходного сигнала по отношению к входному сигналу.

По характеру изменения регулируемого параметра применяемый регулятор — программный, обеспечивающий заданное значение параметра во времени. По механизму действия (по виду вспомогательной энергии) - непрямого действия (электрический). По характеру воздействия регулятора на исполнительный орган - дискретного действия.

Величина заданного в САР давления: на выходе НПС — должна соответствовать эпюре рабочих давлений в нефтепроводе на период, определенный технологическими расчетами с учетом фактических характеристик трубопровода; на приеме НПС - быть не менее величины минимального давления на приеме первого насоса, согласно технологическим расчетам (при максимальной на данный период подаче).

Величины настроек САР давления должны уточняться после каждой внутритрубной диагностики.

В системе регулирования необходимо предусматривать автоматическое временное изменение величины настроек при запуске магистрального агрегата и возврат к старым значениям после завершения пуска.

2.2. Определение количества, мощности и схемы подключения частотных преобразователей

Число магистральных нефтеперекачивающих агрегатов, оборудованных ЧРП, зависит от общего количества насосов, способа их подключения, а также от загрузки нефтепровода. В соответствии с п. 7.1.13 РД 153-39.4-113-01 «число рабочих центробежных насосов в каждой магистральной насосной должно определяться, исходя из расчетного рабочего давления, характеристики насоса, характеристик перекачиваемых нефтей, режима перекачки и быть не более трех».

Если количество насосов не может быть более 3-х, то количество рабочих ЧРП должно быть не более 2-х. Точное количество ЧРП должно определяться, исходя из условий загрузки нефтепровода.

Согласно п. 7.1.21 РД 153-39.4-113-01 «узел регулирования должен состоять из 2-х регулирующих устройств» (1 работающее, 1 резервное).

Количество рабочих ЧРП зависит от условий эксплуатации и определяется технико-экономическим расчетом.

При расчете мощности ЧРП необходимо использовать: максимальные значения — частоты вращения ротора НПА и плотности перекачиваемой нефти; минимальные значения к.п.д. — насоса, электропривода и преобразователя частоты.

Составные части преобразователя частоты (ПЧ), за исключением реакторов, размещаются в закрытых шкафах в отдельном помещении. Длина кабеля от ПЧ до электродвигателя не должна превышать 150 метров. Обслуживание шкафов - двустороннее.

Система охлаждения преобразователя частоты — замкнутая и входит в состав преобразователя частоты. Охлаждающая вода, используемая во внешнем контуре (в теплообменнике ПЧ) обеспечивается оборотной системой водоснабжения НПС; ее расход должен быть не менее 30 м при температуре преобразователя частоты — не больше 90 С, а перепад давления в системе охлаждения равен 0,2 МПа.

Согласно отраслевому нормативному документу «Типовые технические решения по проектированию НПС», помещение с преобразователями частоты должно быть одноэтажным и прямоугольной формы с высотой на 0,8 м выше выступающих частей шкафов, включая закрытый шинный мост. В планировке данного здания дополнительно предусмотрены помещения для обслуживающего персонала (комната дежурного, санузел, комната приема пищи).

Все помещения должны иметь водяное отопление, обеспечиваться: вытяжной и аварийной вытяжной вентиляцией, включаемой из операторной, при необходимости кондиционированием. Аварийная вентиляция рассчитана на пятикратный обмен воздуха в час. На стене в сторону токопроводов (на высоте 2,2 м от пола) следует разместить осевые вентиляторы. Для естественной вентиляции принята установка по одному пластиковому окну на противоположной стороне от осевых вентиляторов, открывающемуся во внутрь- помещения (размеры окна не менее 1,5x1,8м).

2.3. Определение необходимого значения нижнего диапазона регулирования

Диапазон изменения частоты вращения ротора магистрального нефтеперекачивающего агрегата определяется из условия штатной работы системы автоматического регулирования при определенном возмущении, т.о. задача САР заключается в обеспечении работы НПС без отключения одного или нескольких МНА. За исходное возмущение принято отключение насоса на следующей по потоку нефти НПС.

При отключении одного МНА на любой из НПС происходит снижение расхода перекачки, рост напора на всем эксплуатационном участке и подпора перед предыдущими НПС, снижение потерь напора на трение. Необходимо определить снижение частоты вращения ротора МНА, при котором происходит компенсация роста давления на выходе НПС, чтобы система защиты не отключила насосы на рассматриваемой НПС.

Рассмотрим работу нефтепровода с п НПС. На промежуточной НПС; произошло отключение одного из МНА, что повлекло за собой снижение производительности всего участка нефтепровода. В ходе исследования следует определить такой диапазон регулирования частоты вращения ротора МНА НПС[_1, при котором отключение насоса невозможно.

Производительность нефтепровода до отключения любого МНА является максимальной. Рассмотрим наихудший случай — максимальное снижение производительности (давление на выходе НПСм до и после отключения МНА равно рабочему давлению Р_и, так как оно поддерживается на этом уровне САР). Поскольку величина подпора И перед НПСн_Ь поддерживаемая САР, тоже постоянна, то после отключения МНА, участок между НЛС^ и НПС;+1 становится лимитирующим. В случае если вместо НПСн-1 принимать резервуарный парк (РП), то величина Ь будет меньше. В расчете принимается наихудший вариант - большее снижение производительности перекачки (в конце участка находится НПС₁₊1 без РП).

Рассматривается участок нефтепровода с НПСи, НПС! и НПС1+1 (рис.2.1). Высотные отметки всех станций, расстояния между ними, перечень используемого оборудования (МНА), гидравлический уклон о на рассматриваемом участке (до отключения МНА) — известны.

Запишем уравнение баланса напора для участка нефтепровода между НПСи и НПС;+1 до и после отключения МНА на НЛС^ (2.1) и после отключения МНА: (2.2) где: р — плотность нефти; /,-.; и I, - расстояния между НПСм и НПС^, НПС; и НПС₁₊1 соответственно; к — минимальный напор на входе НПС, поддерживаемый САР; ¹о — гидравлический уклон до отключения МНА;

I — гидравлический уклон после отключения МНА;

Аг — разность высотных отметок НПСм и НПС;+ь к — количество МНА, работающих на НПС^; аиЬ- коэффициенты аппроксимации характеристик МНА НПС;. (2.3)

Рис. 2.1. Постановка задачи для определения необходимого значения нижнего предела регулирования.

Используя формулу Лейбензона для определения потерь напора (до и после отключения МНА), получаем выражение: / = —^—О¹'¹⁵ (2.4)

Л 1,75 ^

Задачи системы регулирования магистральной насосной станции

Изменение условий перекачки нефти или ее характеристик может привести к нарушению штатного режима работы нефтепровода [38,50]. Предотвращение подобных явлений и осуществление оптимальных режимов работы НПС достигаются регулированием работы НПС.

К основным факторам, которые влияют на режимы работы системы "НПС - нефтепровод", можно отнести следующие [3,38]: - переменная загрузка нефтепровода, обусловленная различной закономерностью работы поставщиков нефти, нефтепроводов и потребителей; - изменения реологических характеристик перекачиваемых нефтей, вызванные сезонными и местными изменениями температуры грунта, последовательной перекачкой нефтей, влиянием содержания воды, парафинов, растворенного газа и т.д.; - технологические факторы — изменение параметров насосов, их включение и выключение, наличие запасов нефти или свободных емкостей, изменение объема приемо-сдаточных операций, нестационарные процессы и т.д.; - аварийные и ремонтные ситуации, вызванные авариями на линейной части нефтепровода или отказами оборудования, срабатыванием защиты.

Некоторые из этих факторов являются систематическими, некоторые периодическими. Все это создает условия, при которых режимы работы системы "НПС - нефтепровод" непрерывно меняются во времени.

В таблице 1.1 приведены усредненные показатели неравномерности работы трубопровода, полученные по годовым наблюдениям - 25 нефтепроводов диаметром 500-1200 мм.

Отношение среднеарифметического значения подачи к ее максимальному значению изменяется в пределах 0,58-0,85, а От1 тах - 0,29-0,70, что соответствует двукратному и более изменению расходов. Исключая случайные отклонения, диапазон колебаний пропускной способности нефтепроводов, с учетом стадийности их ввода, находится в пределах 0,3-1,2 Оо- Неравномерность работы нефтепроводов систематически наблюдается и в течение года (рис. 1.1).

Колебания пропускной способности трубопровода неизбежны, так как трудно устранить воздействие всех изложенных факторов. Это затрудняет эксплуатацию нефтепроводов, приводит к увеличению себестоимости перекачки, снижает надежность работы трубопроводных систем. Особенно негативно сказывается неравномерность перекачки на расходе электроэнергии, который увеличивается с ростом коэффициента неравномерности работы НПС.

Анализ работы магистральных нефтепроводов показывает, что основной причиной, приводящей к нерациональному расходу электроэнергии, является неправильный выбор режимов работы НПС. Например, отказы основного оборудования НПС приводят к тому, что в процессе отказа и после его ликвидации необходим выбор новых режимов работы насосных агрегатов, обеспечивающих заданный объем перекачки.

Аналогичная ситуация возникает и при плановом изменении пропускной способности, требующем включения или отключения насосов и НПС. Также большие потери электроэнергии могут возникать при эксплуатации нефтепровода не на полную мощность, а это вызывает работу насосов в неоптимальном режиме, с низким к.п.д. Недоиспользование проектной мощности трубопровода связано с недостатком нефти для перекачки, или с тем, что его пропускная способность проектируется с расчетом на перспективу, а

НПС вводятся в эксплуатацию в несколько стадий (очередей). При этом чаще всего сначала вводится головная насосная, затем одна или несколько промежуточных и, наконец, все остальные, а трубопровод выводится на проектную мощность.

На первых стадиях эксплуатации, нефтепроводы работают с малой пропускной способностью, отличающейся от номинальной в 1,3 - 2 раза. Эти режимы для насосов являются неэкономичными, так как к.п.д. в этом случае на 10-20% меньше максимального, вследствие роста гидравлических потерь в проточной части.

Критерием эффективности регулирования принято считать обеспечение бесперебойной работы МН при минимальных затратах электроэнергии при перекачке. Снижение потребления электроэнергии, обеспечивающее улучшение технико-экономических показателей нефтепроводов, вызывает необходимость непрерывного регулирования режимов работы насосных.

Таким образом, можно сделать вывод, что применение САР на НПС обязательно. Также необходимо отметить, что чем больше возможности САР,. тем более гибкой становится работа МН, однако при увеличении возможностей САР растет и ее сложность и уменьшается надежность как самой САР, так и МН в целом. Поэтому на стадии проектирования необходимо выбирать САР такой, чтобы ее надежность была не менее заданного значения и реализовывались все необходимые технологические требования к ней [65,93].

Определение количества, мощности и схемы подключения частотных преобразователей

Верхний диапазон изменения частоты вращения роторов МНА определяется из условий работы нефтепровода при выполнении заданных объемов перекачки. На величину верхнего диапазона частоты накладывается ряд требований и ограничений технического и технологического характера. Технические ограничения затрагивают МНА и электродвигатель.

Так с увеличением частоты вращения ротора нефтеперекачивающего агрегата происходит увеличение его вибрации, температуры подшипников, давления перекачиваемой нефти, действующего на стенки корпуса насоса, снижение к.п.д. насоса и т.д.

Разрешенное давление на корпус насосов типа НМ составляет 75 атмосфер или 7,35 МПа. Настройки системы защиты и раскладка трубопроводной обвязки МНА, запорной арматуры производятся на меньшее давление. Таким образом, ограничение по давлению на корпус МНА выполняется в процессе эксплуатации и не зависит от увеличения частоты вращения роторов МНА.

Величина допустимого снижения максимального к.п.д. насоса при увеличении частоты вращения ротора МНА задается Аг\. Исходя из этой величины, определяем допустимое увеличение частоты вращения. НМ 10000 89 88,5 1,062 1,0 В соответствии с техническими условиями насосов типа НМ, при увеличении частоты вращения от номинальной на 7-10% в зависимости от марки обеспечивается их работа в нормальном режиме. При увеличении частоты вращения на эту величину значения, вибраций вала и подшипников, температуры масла, не превысят допустимые значения. Данное допустимое значение превышения частоты уточняется для каждого МНА в зависимости от его ресурса, технического состояния, согласно его ежегодной аттестации.

Ряд ограничений на величину верхнего предела регулирования связан с возможностями подводящих высоковольтных линий электропередач (ВЛ), характеристик силового электрооборудования НПС. С увеличением частоты вращения роторов МНА происходит увеличение потребляемой мощности электроэнергии. Необходимо производить анализ возможностей существующих BJI, мощностей трансформаторов и электродвигателей, систем охлаждения электродвигателей.

При определении верхней границы диапазона изменения частоты вращения рассматриваются все перечисленные ограничения. Итоговый результат принимается равным величине наименьшего значения по рассмотренным ограничениям.

Одним из технологических требований к системе регулирования давления методом изменения частоты вращения роторов МНА является возможность (при отключении одного МНА) скомпенсировать его работу оставшимися, без включения резервного насоса. Таким образом: где а и Ь- коэффициенты аппроксимации напорных характеристик МНА; к - количество МНА до отключения одного из них.

Для насосов типа НМ 2500, НМ 3600, НМ 5000, НМ 7000, НМ 10000, НМ 12500 результаты определения необходимого значения пвг для компенсации отключения одного МНА двумя оставшимися в работе приведены в табл. 2.8.

Если полученное значение частоты больше верхней границы диапазона регулирования, то определяют такое значение частоты до отключения насоса, при которой увеличение частоты вращения роторов оставшихся МНА до верхней границы диапазона регулирования, позволит скомпенсировать отключение МНА. к(ап0 -Ъ02)= (к-\%тг„ -ЬО2) , (2.29) где п0 — квадрат частоты МНА до отключения одного из них; лвг — верхняя граница диапазона регулирования. (2.30) ка а Для насосов типа НМ при заданном значении пвг верхней границы диапазона регулирования равной 1,21 определяется необходимое значение со0 для компенсации отключения одного МНА двумя оставшимися в работе. Результаты приведены в табл. 2.9.

Постановка оптимизационной задачи о выборе технологического режима эксплуатации трубопровода при использовании ЧРП

Если независимые побочные условия даются в виде балансовых уравнений, то их число не может быть больше числа переменных. Разность их числа определяет число степеней свободы в данной задаче. В частном случае, когда число степеней свободы равно нулю, балансовые уравнения определяют значения всех переменных. Здесь оптимизация целевой функции не нужна, так как существует только одна программа действий, определяющая значение г.

Если побочные условия даются в виде балансовых неравенств, то по существу задача оптимизации не меняется. Балансовые неравенства не уменьшают числа степеней свободы задачи, они лишь ограничивают область допустимых решений.

Для решения задачи минимизации затрат электроэнергии на транспортировку нефти по трубопроводу в данной работе использовался метод динамического программирования.

Требуется транспортировать некоторый поток нефти — 2 с помощью последовательно расположенных НПС. Известно, что начальное давление на входе первой НПС равно РвХ1, расстояние между НПС - Ьь и давление в конечном пункте — Рк. На промежуточных НПС потоку сообщается энергия, достаточная для компенсации потерь давления, возникающего за счёт трения нефти в трубопроводе, и ее подъёма на требуемую высоту.

Для [-й насосной станции можно написать уравнения баланса давления. реьш(0,пи,п21,..лП1) + РвХ1 +pgzl = Рвът давление, развиваемое МНА НПС,; Рвх1 и Р6Х1+1 - давление на входе НПС, и НПС,+7 соответственно; (2 - расход на участке НПСг и НПСг+;; Пц, п2„..., пп{ - отношения фактической и номинальной частот вращения роторов МНА НПС,; р - плотность перекачиваемой нефти; g - ускорение сводного падения; г,- и г+1 — высотные отметки НПС, и НПС, , / соответственно; -.

1) — потери напора на участке НПС,- и НПС,+у. Начальное давление всасывания Рсл, и конечное давление нагнетания Р зьт — известны. Оптимизация достигается сообщением потоку О на всех N промежуточных НПС такого суммарного количества энергии, чтобы её стоимость была минимальной. Задача сводится к нахождению подходящих значений Рвх{ и Р6х1+ / для всех N станций, соответствующих им пц, п2ь , пп1. Введём следующие обозначения: у,= РвьЫ (О, пц, п2ьпп1) - повышение давления, создаваемое 1-й НПС; п Х = У, - суммарное повышение давления, осуществляемое N НПС; 1=1 /я(х) — минимальные затраты на транспортировку нефти с расходом О //-количеством НПС в предположении, что сумма напоров, развиваемых N НПС, равна х и используется оптимальная стратегия перекачки; - затраты электроэнергии на транспортировку. Поставленная задача описывается функциональными уравнениями: / ( )= min ЬЛ + ЛмС - )], (3.2) /i( ) = minkOOb iOO. ()?л\ х

Решение задачи заключается в таком выборе распределения повышения давления между N НПС, путем определения соответствующих пи, пт, чтобы затраты на транспортировку потока были минимальными. Теперь с помощью динамического программирования определим, как должно распределяться это суммарное повышение давления между N станциями.

На каждой НПС имеются ограничения по давлениям всасывания и нагнетания: где Ртахг и Р,шт - максимально и минимально допустимые значения давления на выходе и входе НПС! соответственно.

При решении уравнений баланса напора должны учитываться полученные ограничения. Оптимизация может быть достигнута различными способами, в зависимости от физических условий транспортировки нефти, и реализована путём минимизации издержек - за счёт выбора подходящего режима работы насоса с ЧРП на каждой НПС. Это требует анализа таких факторов как: ограничения, накладываемые на диапазон изменения частоты вращения роторов магистральных нефтеперекачивающих агрегатов; зависимость и частота вращения к.п.д. насоса от нагрузки (расхода перекачки); стоимость потребленной энергии; издержки эксплуатации; от условий контрактов на поставку электроэнергии. Для насосов с электроприводом стоимость электроэнергии складывается из: фиксированной стоимости определённого количества энергии (независимо от того израсходована она или нет) и стоимости фактически потреблённой энергии. Дополнительно следует учитывать, что согласно приказу федеральной службы по тарифам РФ от 24 августа 2004 года №44-Э/3: «Величина нормативного уровня отклонений фактического потребления электрической энергии участникам оптового // рынка от объёмов их планового почасового потребления устанавливается в размере 2% от планового почасового потребления».

При расчете платы за отклонение применяются соответствующие тарифы, к которым устанавливаются повышающие коэффициенты.

При снижении объёма потребления на величину, не превышающую 5% планового почасового потребления, плановый коэффициент равен 1,2; от 5% до 10% коэффициент равен 1,1; больше 10% —0,9.

При увеличении объёма потребления на величину, не превышающую 5% планового почасового потребления, плановый коэффициент равен 1,05; от 5% до 10% коэффициент равен 1,25; больше 10 % - 1,5. :

Дальнейшие сложности при расчете стоимости электроэнергии заключаются в наличии разрывов у функции, изображающей зависимость потреблённой энергии от стоимости единицы ее количества. Для каждой НПС существует своя кривая стоимости потребляемой электроэнергии.

Для трубопроводов постоянного диаметра, комбинируя ограничения для давлений всасывания и нагнетания, получим вспомогательную систему неравенств, гарантирующих выполнение указанных ограничений:

Пример решения оптимизационной задачи для нефтепровода с условным диаметром 700 мм (Ду 700)

В качестве примера рассмотрим существующий магистральный нефтепровод «Омск-Иркутск» Ду 700 мм, который на технологическом участке - «Анжеро-Судженск-Омск» состоит из линейной части, протяженностью 913 км, с НПС: «Анжеро-Судженск», «Сокур», «Чулым», «Барабинск», «Татарская». Конечным пунктом является НПС «Омск».

Все НПС технологического участка «Альметьевск — Староликеево» оборудованы 4 магистральными насосными агрегатами НМ 2500-230 с электродвигателями 2АЗМВ1 (3 работающих, 1 резервный).

Барабинск - Омск 132,3 720 7 Расчеты проводились для 23-х значений расхода перекачки. Результаты расчета представлены в таблице 4.7.

Текущая производительность участка — 9,8 млн. т/год или 1380 м3/ч, пропускная способность по результатам расчета с учетом применения ЧРП МНА — 1430 м3/ч или 10,13 млн. т/год. Таким образом, производительность перекачки нефти возможно увеличить на 3,37 % при тех же параметрах нефтепровода.

При перекачке с расходом 1430 м /ч лимитирующим является перегон НПС Барабинск - НПС Омск, так как величина давления на выходе НПС Барабинск - 3,89 МПа (при допустимом значении — 3,92 МПа), а подпор перед НПС Омск равен минимальному значению 25,8 м.

Проанализировав результаты расчетов, можно сделать вывод: пропускную способность участка можно увеличить, изменив пропускную способность перегона НПС Барабинск — НПС Омск. Этого можно добиться двумя способами: изменив эквивалентную длину перегона — проложив лупинг или вставку, то есть уменьшить потери напора на трение при той же величине рабочего давления НПС Барабинск, или произвести частичную перераскладку труб - увеличив значение рабочего давления на НПС.

Проанализировав результаты расчетов, можно сделать вывод: пропускную способность участка можно увеличить, изменив пропускную способность перегона НПС Барабинск — НПС Омск. Этого можно добиться двумя способами: изменив эквивалентную длину перегона — проложив лупинг или вставку, то есть уменьшить потери напора на трение при той же величине рабочего давления НПС Барабинск, или произвести частичную перераскладку труб - увеличив значение рабочего давления на НПС.

Увеличив рабочее давление НПС Барабинск до 4,75 МПа, можно увеличить пропускную способность участка до 1620 м3/ч или до 11,5 млн. т/год. Дальнейшее увеличение рабочего давления нецелесообразно, так как при 5 МПа производительность участка не изменется. Лимитирующим перегоном становится НПС Анжеро-Судженск - НПС Чулым (давление на выходе НПС Альметьевск — 3,4 МПа при допустимом 3,43 МПа, а подпор перед НПС Килемары минимален и равен 29,8 м). Таблица 4.7

Результаты гидравлического расчета магистрального нефтепровода «Альметьевск - Староликеево» при его различной пропускной способности 2,М3/ч Анжеро-Судженск Чулым Ба] эабинск Омск

Уменьшив эквивалентную длину перегона НПС Барабинск - НПС Омск на 70 км, также можно увеличить пропускную способность участка нефтепровода - до 1620 м3/ч или - до 11,5 млн.т/год. Дальнейшее уменьшение эквивалентной длины нецелесообразно (аналогично предыдущему пункту).

Режим работы рассматриваемого участка нефтепровода — 1-1-2 (количество работающих МНА на соответствующей НПС) соответствует производительности - 1160-1430 м3/ч. При всех технологических режимам перекачки для данного диапазона расхода подпор перед НПС - минимален. Распределение частот вращения между 2 нефтеперекачивающими агрегатами на НПС Барабинск следующее: один насосов работает с максимальной частотой, второй с частой, необходимой для создания минимального подпора перед следующей станцией. С уменьшением расхода частота вращения ротора первого насоса не меняется, второго — уменьшается.

При снижении расхода перекачки до 1140 м3/ч, для получения на входе НПС Омск подпора 25 м необходимо, чтобы величина давления на выходе НПС Барабинск составляла 2,67 МПа. Такое давление может создать уже один насос, и режим работы эксплуатационного участка принимает вид — 1-1-1. При всех технологических режимам перекачки для данного диапазона расхода подпор перед НПС равен минимальной величине. При расходе перекачки - 1100 м/ч частота вращения ротора насоса НПС Барабинск соответствует номинальному значению.

Частота вращения ротора единственного работающего на НПС МНА уменьшается до минимального значения - 36 % (от номинальной частоты вращения роторов насосов) с уменьшением расхода: - НПС Чулым - до 1140 м3/ч; т - НПС Анжеро-Судженск - до 1020 м /ч; - НПС Барабинск - до 870 м3/ч.

Похожие диссертации на Оптимизация режимов транспортировки углеводородных жидкостей по трубопроводам с промежуточными насосными станциями, оборудованными частотно-регулируемым приводом

Повышение энергоэффективности работы компрессорных станций при эксплуатации газоперекачивающих агрегатов с газотурбинным приводомКузнецова Мария Игоревна

Диагностирование, оперативный контроль и оптимизация режимов работы газоперерабатывающих агрегатов Юкин Григорий Аркадьевич

Оптимизация режима включения установки охлаждения газа с наименьшими энергетическими затратами для выхода на штатный режим эксплуатации газопровода Новак Мирослав

Регулирование и оптимизация режимов работы компрессорных станций магистральных газопроводовТоропов Андрей Юрьевич

Регулирование и оптимизация режимов работы систем охлаждения технологического газа на компрессорных станциях магистральных газопроводовФомин, Александр Владимирович

Совершенствование методов планирования технологических режимов и контроля процесса транспортировки нефти по магистральным нефтепроводамФедоров, Павел Владимирович

Повышение эффективности эксплуатации трубопроводов, транспортирующих аномальные жидкости (На примере месторождений Мангышлака Республики Казахстан) Попов Владимир Васильевич

Совершенствование методов контроля и оценки интенсивности утечек углеводородных жидкостей из магистральных трубопроводовКоркишко, Александр Николаевич

Оптимизация технологии бурения и совершенствование привода долота на основе исследований динамических процессов в скважинеКулябин Геннадий Андреевич

Оптимизация режимов классификации автоматизированных гидроциклонных установок в циклах тонкого измельченияАльбин Доберсек