21. Выбор рациональных режимов эксплуатации

магистрального нефтепровода

Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 2530% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электро­энергии на перекачку.

В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.

Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуата­ционные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».

Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.

Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров)

, (1.77)

где H_ТР– напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;

H_ПС– напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;

z _j– разность геодезических отметок на j-м линейном участке;

n – число линейных участков (перекачивающих станций);

h_ОСТ– остаточный напор на конечном пункте трубопровода;

h_{ j}– потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;

n_{M j}– число магистральных насосов, установленных на j-й ПС;

h_П– напор, развиваемый подпорными насосами;

h_{М jk}– напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й ПС;

 _jk– индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС ( _jk=1 при работающем насосе и _jk=0 при остановлен­ном насосе).

Потери напора на трение h_{ j}могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона.

Для выполнения технологических расчетов с применением ЭВМ рабочие характеристики насосов h(Q) и_н(Q) могут быть представлены в виде полиномов

; (1.78)

; (1.79)

где a_i,k_i– коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.

Напор на выходе c-й перекачивающей станции определяется из соотношения

, (1.80)

где H_с– подпор на входе c-й перекачивающей станции.

H_СТс– напор, создаваемый работающими насосами c-й ПС

. (1.81)

Подпор на всасывающей линии c-й ПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков

. (1.82)

Напоры на входе и на выходе c-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпоруH_{min c}и максимальному напоруH_{ПС max c}

. (1.83)

Энергозатраты характеризуются величиной активной потребляемой мощности электродвигателя насоса, определяемой из соотношения

, (1.84)

где – расчетная плотность нефти;

g– ускорение свободного падения;

h– напор, развиваемый насосом при подачеQ;

_Н,_Э,_МЕХ– соответственно значения к. п. д. насоса, электро­двигателя и механической передачи.

Величины Hи_Нвычисляются по формулам (1.78) и (1.79), коэффициент полезного действия электродвигателя_Эопределяется выражением

, (1.85)

где K_З– коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателяN_Эк его номинальной мощностиN_ЭН

. (1.86)

Для каждого из вариантов включения насосов на ПС определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки могут быть приняты удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, транспортируемой при рассматриваемом режиме [6]

. (1.87)

При заданном плане перекачки Vза плановое времяTрасход нефти в трубопроводе должен составлятьQ=V/T. Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию

, (1.88)

где Q₁иQ₂– производительность трубопровода на первом и втором дискретных режимах.

Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется из решения системы уравнений

(1.89)

откуда

. (1.90)

С учетом V=QTокончательно получим

. (1.91)

Удельные затраты электроэнергии в этом случае будут определяться уравнением

. (1.92)

В интервале расходов от Q₁доQ₂суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (1.92), изменяются по закону гиперболы (рис. 1.30).

Рис. 1.30. Зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти

Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множества возможных является поиск рациональных режимов, характери­зующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии, ограничивающей область возможных режимов, и являться ее узловыми точками (рис. 1.31).

Рис. 1.31. Определение границы области рациональных режимов

Левой границей кусочно-выпуклой линии будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку. Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия

. (1.93)

Таким образом, параметры циклической перекачки, отвечающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением числа ПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных режимов необходимо выполнять на ЭВМ.