Методика определения минимально необходимого числа и мест установкичастотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов в.А. Шабанов, о.В. Бондаренко

(Уфимский государственный нефтяной технический университет, г.Уфа)

При внедрении частотно-регулируемого электропривода (ЧРЭП) магистральных насосов (МН) необходимо решить задачу об определении минимально необходимого числа и мест ЧРЭП на НПС технологического участка нефтепровода. С одной стороны число ЧРЭП должно быть достаточным для обеспечения всех требуемых режимов перекачки путем плавного изменения производительности, с другой стороны экономически целесообразным.

В статье предлагается методика, позволяющая определить минимальное число ЧРЭП МН с учетом технологических ограничений. В качестве критерия экономической целесообразности принято условие: КПД перекачки при установке ЧРЭП должен быть выше, чем эквивалентный КПД при циклической перекачке.

Исходными данными являются:

а) характеристики нефтепровода: высотные отметки трассы нефтепровода; длины линейных участков; диаметр нефтепровода; остаточный напор в конце технологического участка; шероховатость труб; высоты и расстояния до возможных перевальных точек; значения минимально допустимых подпоров на входе каждой из НПС и максимально допустимых напоров на выходе НПС;

б) для режимов циклической перекачки при отсутствии ЧРЭП: схемы включения и число включенных МН при каждом из режимов; производительность нефтепровода при каждом из режимов;

в) требуемая производительность трубопровода, которую следует обеспечить путем выбора числа и мест установки ЧРЭП.

Требуется выбрать расстановку регулируемых МН по трассе нефтепровода, т.е. выбрать НПС, на которых целесообразно использовать ЧРЭП. Анализ целесообразно вести в следующей последовательности.

Анализ состоит из двух этапов. На первом этапе определяются возможности частотного регулирования МН на каждой из НПС. Цель первого этапа- определить допустимое снижение напора ΔН_доп. на каждой из НПС при частотном регулировании МН.

1 Формируется база исходных данных, в которой для каждой НПС указываются разрешенные значения напоров на выходе и подпоров на входе; расстояние до перевальных точек и их высотные отметки.

2 В качестве исходного из двух режимов циклической перекачки задается режим с большей производительностью при номинальной скорости вращения всех МН технологического участка.

3 Ступенчато изменяя скорость вращения одного из МН на каждой НПС, для каждого значения ν определяется производительность трубопровода

(1)

где a_р и b_р – коэффициенты напорной характеристики регулируемого насоса; ν = ω/ω_НОМ - относительная скорость вращения насоса; ω – угловая частота вращения; ω_ном. - номинальная частота вращения;

; (2)

. (3)

где f – гидравлический уклон при единичной производительности; L - длина трубопровода; a_рi, b_рi – коэффициенты напорной характеристики нерегулируемых насосов; a_П, b_П,– коэффициенты напорных характеристик подпорного насоса; m_П – число работающих подпорных насосов; Δz – разность геодезических отметок по концам технологического участка; h_ост – остаточный напор в конце технологического участка; m – коэффициент режима перекачки.

4 Для каждого значения Q определяется напор, развиваемый регулируемым насосом

(4)

5 Определяются подпоры и напоры в характерных точках трубопровода

H_i+1 = H_ПСi – H_{i. i+1}, (5)

H_ПСi=H_i+ H_CTi, (6)

где H_{i. i+1}, - потери напора между i-й и i +1 –й станциями,

H_{i. i+1},=1,02fLQ²+Z_i+1-Z_i. (7)

Н_СТ – напор, создаваемый насосами i-й станции.

6 Определяется напор в месте расположения перевальной точки на расстоянии l_i от i-й станции

H_П= H_ПСi- H_{i. П}, (8)

где H_{i. П} – потери напора от i-й станции до перевальной точки

H_{i. П}=1,02fl_iQ². (9)

7 Определяется допустимость напоров и подпоров

(10)

где H_{max i}, H_{min i} – разрешенные значения напоров и подпоров i-й НПС; h_П – геодезическая отметка i-й перевальной точки на трассе нефтепровода.

Значение скорости вращения МН, при которой происходит нарушение одного из граничных условий (10), будет соответствовать минимально допустимой частоте вращения регулируемого насоса ν_мин.д . Этой допустимой частоте вращения соответствует допустимое снижение напора ΔН_доп. МН на рассматриваемой НПС.

8 Расчеты по п. 1-7 выполняются последовательно для всех НПС. Все НПС ранжируются по величине допустимого снижения напора.

Второй этап. Определение экономической целесообразности использования ЧРЭП.

9 Для снижения числа ЧРЭП регулирование начинается с той НПС и с того МН на НПС, у которых допустимое снижение напора ΔН_доп. больше.

10 Если при минимально допустимой частоте вращения одного ЧРЭП МН ν_мин.д производительность меньше или равна требуемой, то по минимально допустимой частоте вращения регулируемого насоса ν_мин.д рассчитываетсяэквивалентный КПД перекачки при частотном регулировании

(10)

где Н_ТР - потери напора в трубопроводе; Н_р - напор, развиваемый нерегулируемым насосом; Н_р - напор, развиваемый регулируемым насосом; η_нас. – КПД насоса [1]

, (11)

где η_нас.м – максимальное значение КПД; Q_м. - подача насоса, соответствующая максимальному КПД (при n_ном.=3000 об/мин; η_ЭД – КПД электродвигателя; η_ПЧ – КПД преобразователя частоты.

8 Рассчитывается эквивалентный КПД при циклической перекачке

, (12)

где

и ; Т₁ и Т₂ – время работы на режимах с производительностями Q1 и Q2 соответственно.

12 Сравниваются эквивалентные КПД циклической перекачки и при частотном регулировании.

Если , (13)

то для обеспечения требуемой производительности достаточно одного ЧРЭП МН. Если условие (13) не выполняется, то следует рассмотреть регулирование скорости вращения на следующей станции, выбираемой по (условию п. 7-10) по величине допустимого снижения напора. Определение требуемой скорости вращения МН на следующей НПС производится в той же последовательности (по пп.1-13), но уже при двух регулируемых МН.

13 Изменяя скорость вращения регулируемого МН, для каждого значения ν определяется производительность трубопровода по выражению, которое при k регулируемых насосах имеет вид:

(14)

где А_iи В_i – коэффициенты уравнения баланса напоров.

Для каждого значения Q по выражению (4) определяется напор, развиваемый регулируемыми насосами. По выражениям (5) –(9) определяются напоры и подпоры в характерных точках трубопровода и по выражениям (10) определяется их допустимость. Значение скорости вращения МН, при которой происходит нарушение одного из граничных условий (10), будет соответствовать минимально допустимой частоте вращения регулируемого насоса ν_мин.д на следующей НПС. Если хотя бы одно из условий (10) нарушается при любом снижении скорости вращения второго насоса ниже номинальной, то установка ЧРЭП на этой НПС не целесообразна.

14 Если полученное значение производительности трубопровода превышает заданное, то следует рассмотреть регулирование скорости вращения на третьей, четвертой и т.д. НПС. Определение требуемой скорости вращения МН на третьей и следующих НПС производится в той же последовательности.

Рассмотреть задачу об определении минимального числа и мест установки ЧРЭП можно также с использованием графических построений. На рисунке 1 представлены профиль трассы технологического участка нефтепровода, минимально допустимые подпоры на входе НПС. С помощью ЧРЭП МН требуется обеспечить производительность нефтепровода в диапазоне Q₁ = 9825 м³/ч - Q₂= 9538 м³/ч. При режиме с производительностью Q₂ в работе находятся два МН на НПС1, и по одному МН на НПС2, НПС3 и НПС4. Снижение производительности от Q₁ до Q₂ достигается снижением скорости вращения насосов. На рисунке 1 построены гидравлические уклоны для отдельных линейных участков в режиме с производительностью Q₁.

Рисунок 1 – Гидравлические уклоны при режиме Q₁

Снижение напора при частотном регулировании не должно приводить к появлению перевальных точек и нарушению ограничений по минимальному подпору НПС. Из рисунка 1 видно, что наибольшее допустимое снижение напора на НПС1 определяется из условием появления перевальной точки на расстоянии примерно 31 км от НПС1 и составляет ΔН_доп.1=125 м. Наибольшее допустимое снижение напора на НПС2 составляет ΔН_доп.2 =67 м, на НПС3 - ΔН_доп.3 =150 м и НПС4 ΔН_доп.4 =65 м. Допустимое снижение напора на НПС3 больше, чем на других НПС, регулирование целесообразно начать с нее.

Напор, развиваемый насосом НПС3, при производительности Q₁ и номинальной частоте вращения составляет Н=195 м. Для перехода к режиму Q₂ насос должен снизить напор до значения Н_р=195-96=99 м. По выражению (4) для МН с коэффициентами напорной характеристики a_р=364,5, b_р= 9,4947∙10^-7 это произойдет при снижении его скорости вращения до n=2428 об/мин. Эквивалентный КПД перекачки при частотном регулировании, рассчитанный по (10), равен η_экв.чр=0,923. Эквивалентный КПД циклической перекачки [2] найденный по (11) составляет η_экв.цп=0,937, что больше, чем при частотном регулировании. Это означает, что экономии электроэнергии при частотном регулировании не будет. Поэтому частотное регулирование только одного МН на НПС3 нецелесообразно.

Результаты расчета эквивалентного КПД при частотном регулировании на нескольких НПС представлены в таблице 1.

Таблица 1 - Результаты расчета эквивалентного КПД при частотном регулировании на нескольких НПС

Число ЧРЭП МН	Эквивалентный КПД перекачки при частотном регулировании
1 (на НПС 1), 1 (на НПС 3)	0,930
2 (на НПС 1), 1 (на НПС 3)	0,936
2 (на НПС 1), 1 (на НПС 2), 1 (на НПС 3)	0,943

Таким образом, для получения экономического эффекта от частотного регулирования в диапазоне Q₁ - Q₂, число регулируемых насосов должно быть не меньше четырех: два – на НПС 1 и по одному на НПС2, НПС3. Аналогичные расчеты могут быть выполнены для всего рабочего диапазона производительностей нефтепровода и определено минимально необходимое число ЧРЭП МН, при котором применение ЧРЭП выгоднее, чем циклическая перекачка.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1 Гришин, А.П., Гришин, В.А. Коэффициент полезного действия частотно-регулируемого электронасоса. Научные труды. Том 89. – М: ВИЭСХ, 2004. – С.118 – 127.

2 Шабанов В.А., Кабаргина О.В., Павлова З.Х. Оценка эффективности частотного регулирования магистральных насосов по эквивалентному коэффициенту полезного действия // Электронный научный журнал "Нефтегазовое дело". 2011. №6. С. 24-29. URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_8.pdf

УДК 621.311.4