Определение скорости изменения частоты вращения частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов нпс в.А. Шабанов, о.В. Бондаренко

(Уфимский государственный нефтяной технический университет, г.Уфа)

В настоящее время частотно-регулируемый электропривод (ЧРЭП) внедряется во многих отраслях промышленности. Целесообразна и замена нерегулируемого электропривода магистральных насосов (МН) НПС на регулируемый. Однако остаются не исследованными вопросы, связанные с регулированием режимов работы нефтепровода при ЧРЭП МН. Один из них, допустимая скорость изменения частоты вращения ЧРЭП МН при переходе от одного режима работы нефтепровода к другому. При изменении частоты вращения МН в нефтепроводе возникают волны давления, которые могут привести к гидравлическим ударам и аварийным ситуациям. С целью снижения волн давления следует ограничивать скорость изменения частоты вращения ЧРЭП МН.

Рассмотрим процессы, происходящие в нефтепроводе при пуске, останове и изменении частоты вращения МН. На рисунке 1 приведены экспериментально снятые кривые изменения давления при пуске МНА по данным [1]. При отсутствии плавного пуска включение на­сосного агрегата в работу происходит очень быстро (за 2,5 с на рисунке 1). Такое быстрое включение насоса в работу приводит к увеличению давления на выходе НПС, и уменьшению давления на входе. Если пуск насосного агрегата производится при давлениях, близких к максимально до­пустимым значе­ниям, то при прямом пуске давление в трубопроводе может повыситься настолько, что превысит допустимое.

t1 – момент пуска насоса; t2 – момент закрытия обратного клапана;

Р_Н и Р_В – давление нагнетания и всасывания насоса, соответственно;

Р_НАС – дифференциальное давление насоса

Рисунок 1 – Пуск насосного агрегата на открытую напорную за­движку

При отключении электродвигателя от питающей сети неуправляемый МНА переходит в режим выбега. В процессе выбега в потоке жидкости дифференциальное давление Р_нас, создаваемое магистральным насосом (ордината между кривыми 1 и 2 на рисунке 2), снижается пропорционально квадрату скорости. При этом растет давление на приеме насоса (кривая 2) и снижается на линии нагнетания (кривая 1) [2]. Изменение дифференциального давления заканчивается в момент времени t₁. Также как и при пуске, волны давления, возникающие при малом времени отключения МНА t_1, могут привести к срабатыванию защит по давлению.

Опасные волны в нефтепроводе возникают не только при включении и отключении МН, но и при снижении его частоты вращения.

При снижении частоты вращения МН происходит снижение пропускной способности насоса, что по характеру возмущения равносильно частичному перекрытию сечения потока. При этом в трубопроводе в сторону предыдущей станции распространяется волна повышения давления, а по ходу потока – волна понижения давления.

1, 3 - изменение давления на выходе насоса;

2, 4 — изменение давления на приеме насоса

Рисунок 2 – Изменение давлений и частоты вращения при отключении двигателя

(при потере питания)

Волна повышенного давления, распространяясь по трубопроводу в сторону предыдущей станции, накладывается на давление установившегося режима и вызывает повышение давления во всех точках трубопровода от отключившейся станции до предыдущей. По мере приближения волны к предыдущей насосной станции суммарное давление может превысить допустимое рабочее давление в нефтепроводе и даже привести к разрыву трубы в одном из сечений. Волна пониженного давления может привести к срабатыванию защиты по минимальному давлению на последующей станции.

Для снижения волн давления при пуске, останове и изменении частоты вращения необходимо снизить скорость нарастания давления до допустимых пределов. Реализовать это можно снижением скорости изменения частоты вращения МН. При этом регулирование частоты вращения насоса необходимо выполнять так, чтобы на каждом интервале времени Δt значение изменения давления Δp не превышало некоторой допустимой величины . При этом скорость изменения частоты на выходе частотного преобразователя ∆f/∆t не должна превышать допустимого значения, определяемого по /∆t.

В настоящее время для снижения волн давления применяются устройства сглаживания волн давления [3], также предлагаются новые методы [4]. Расчет давлений при гидроударах производится на основе дифференциальных уравнений [4, 5, 6, 7]. Другие методы основаны на использовании формулы Н.Е. Жуковского [8, 9, 10]. Жуковский Н.Е. впервые связал величину ударного давления Δp со свойствами сжимаемости жидкости и упругости стенок трубопровода:

, (1)

где ρ– плотность нефти; с - скорость распространения ударной волны в трубопроводе; Δv – величина скачкообразного изменения скорости.

Скорость распространения ударной волны в трубопроводе [3, 6]

, (2)

где К –модуль упругости жидкости (среднее значение К=1200 МПа); D – внутренний диаметр трубопровода (d=0,8 м ); Е – модуль упругости материала трубы (для стали Е=2∙10⁵ МПа); δ – толщина стенки трубы (δ=10 мм).

Для снижения крутизны фронта волны давления в нефтепроводах применяются системы сглаживания волн давления, в которых скорость нарастания давления снижается до допустимых значений:

(3)

Для нефтепроводов диаметром свыше 700 мм допустимая крутизна фронта волны давления находится в интервале 0,01-0,03 МПа/с [10, 3].

На основе уравнений (1) - (3) можно предложить следующий алгоритм определения допустимой скорости изменения частоты на выходе преобразователя частоты (ПЧ).

1 По уравнению (2) определяется скорость распространения ударной волны в трубопроводе.

3 Из уравнения (1)определяется допустимое изменение скорости течения нефти:

. (4)

3 Определяется максимально допустимое изменение подачи насоса

. (5)

4 Определяется допустимое изменение напора МН

. (6)

5 Определяется допустимое изменение частоты вращения МН

, (7)

где H₁- напор МН до регулирования; ΔН_доп – допустимое изменение напора; а и b – коэффициенты аппроксимированной напорной характеристики МН; Q₁ – производительность нефтепровода до регулирования; n_ном. – номинальная частота вращения МН; n_1. – частота вращения МН до начала регулирования.

6 Определяется допустимое изменение частоты выходного напряжения ПЧ

, (8)

где p_п – число пар полюсов электродвигателя.

На основании формул (1) – (8) создана модель в пакете MatlabSimulink (рисунки 3, 4), позволяющая рассчитать допустимое изменение частоты выходного напряжения ПЧ df/dt, при котором не возникает опасных волн давления в нефтепроводе при пуске, остановке и переходе на другой режим работы. На рисунке 3 блок вычисления производной и состав исходных данных

Рисунок 3 – Модель «df/dt»

Исходными данными являются: напор насоса в исходном режиме, H1 в м производительность технологического участка в исходном режиме, Q1 в м³/ч; частота питающего напряжения в исходном режиме, f1 в Гц; допустимое скачок изменения давления, dp в Па; коэффициенты аппроксимированной напорной характеристики регулируемого насоса, a_р и b_р; плотность нефти, в кг/м³; диаметр нефтепровода, D в м.

На рисунке 4 приведена структура блока для вычисления производной.

Рисунок 4– Структура блока «df_dt»

На выходе блока получаем допустимое изменение частоты выходного напряжения ПЧ в Гц/с. Для режима работы нефтепровода, исходные данные представлены на рисунке 3, допустимая скорость изменения частоты выходного напряжения ПЧ составляет 0,57 Гц/с.

Выводы

1 Изменение частоты вращения ЧРЭП МН с допустимой скоростью при пусках, остановах, переходе от одной частоты вращения МН к другой позволяет снизить волны давления и исключить повышение давления в трубопроводе до опасных значений.

2 Разработан алгоритм определения скорости изменения частоты вращения МН, при которой скорость нарастания давления в нефтепроводе при частотном регулировании не превышает максимально допустимых значений.

3 Разработана модель расчета допустимой скорости изменения частоты напряжения преобразователя частоты в пакете MatlabSimulink.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Исследование пуска насосного агрегата на открытую напорную задвижку с обратным клапаном/Ротте, А. Э., Кокоринов, В. Ф., Шериазданов//Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1970, № 10. – С. 10-13.

2 Исследование процесса остановки центробежного насосного агрегата / Ротте, А. Э., Кокоринов, В. Ф., Шериазданов, Ф. М., Лебедич, Ф. М. // Транспорт и хранение нефти и нефтепродуктов, 1970, № 9. С. 5–10.

3 Петров В.Е. Машинист технологических насосов на нефтеперекачивающих станциях. – М.: Недра, 1986. – 220 с.

4 Лурье М.В., Фериченкова Е.В. Защита магистральных нефтепродуктопроводов от волн повышенного давления встречными волнами разряжения // Транспорт и хранение нефтепродуктов, 2007. №6. – С. 4 - 7

5 Лурье М.В. Математическое моделирование процессов трубопроводного транспорта нефти, нефтепродуктов и газа. – М.: ФГУП Изд-во «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина, 2003. - 336 с.

6 Трубопроводный транспорт нефти/ Г.Г. Васильев, Г.Е. Коробков, А.А. Коршак и др.; Под общей редакцией Вайнштока: Учеб. для вузов: В 2 т. – М.: ООО «Недра – Бизнесцентр», 2002. – Т.1. – 407 с.

7 Алихашкин А.С., Лурье М.В. Компьютерный расчет перегрузок на участках магистрального трубопровода при пуске перекачивающих станций // Транаспорт и хранение нефтепродуктов, 2007, №2. - С. 7 -9

8 Станев В.С., Рахматуллин Ш.И. Учет затухания гидроудара в магистральном трубопроводе// Нефтяное хозяйство. 2003. №9. С. 98 – 99.

9 Станев В.С., Гумеров А.Г., Гумеров К.М., Рахматуллин Ш.И.// Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – Уфа: ТРАНСТЭК, 2004. - № 63. С. 24 – 31.

10 Левченко Е.Л., Николаев С.Б., Беккер Л.М. К вопросу о применении систем сглаживания волн давления на нефтепроводах АК «Транснефть» // Трубопроводный транспорт нефти. 2001. № 12. С. 19 – 27.

УДК 621.313.32; 621.31-83-52; 62-83