Введение (стр. 1 )

ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время магистральные нефтепроводы (МН) являются наиболее дешёвым и высоконадёжным видом транспорта нефти. Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 530 до 1440 мм и длиной не менее 50 км. Для создания и поддержания в трубопроводе давления, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС).

Изменение величины подачи нефти в результате сезонных и годовых колебаний добычи, появление нестационарных процессов в нефтепроводах, связанных с различными технологическими операциями и колебаниями физических параметров перекачиваемой нефти, а также аварийные и ремонтные ситуации приводят к изменениям режимов работы станций. В некоторых случаях эти изменения могут привести к аварийной остановке НПС и другим неблагоприятным ситуациям, сопровождаемым большими экономическими потерями. Поэтому необходимо осуществлять непрерывное согласование работы станций на всех участках транспортировки, а также выполнять защиту оборудования и нефтепровода.

Регулировать производительность НПС и давление на нагнетании и приёме можно при помощи следующих методов: изменение диаметров рабочих колёс насосов, установка обводных линий, изменение числа работающих насосов, дросселирование потока нефти, изменение частоты вращения насосов. Первые три метода позволяют регулировать давление и подачу нефти только дискретно, поэтому их применение ограничено.

Для быстрого и плавного изменения величины давления в настоящее время наибольшее распространение получил метод дросселирования потока. Но, несмотря на простоту и удобство этот метод имеет существенный недостаток: он, как правило, неэкономичен. Энергия, расходуемая на дросселирование, безвозвратно теряется, что снижает общий коэффициент полезного действия (КПД) насосной станции. В некоторых случаях потери могут достигать 30-50%. Так же с вводом в трубопровод дополнительного сопротивления, необходимого для осуществления метода, повышается риск аварийных разрывов трубопровода. Поэтому наиболее предпочтительным является метод регулирования скорости вращения насоса, который позволяет плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам.

Частоту вращения насоса можно плавно изменять при помощи гидромуфты или используя регулируемый электропривод. Первый способ не нашёл большого применения на НПС ОАО “Сибнефтепровод” из-за сложного технического обслуживания гидромуфт и их низкого быстродействия при изменении числа оборотов магистральных насосных агрегатов (МНА) [1].

Достижения последних лет в области силовой полупроводниковой техники, обеспечившие появление мощных высоковольтных преобразователей частоты (ПЧ), способствовали разработке регулируемых электроприводов большой мощности для перекачивающих агрегатов магистральных трубопроводов.

Целью данного дипломного проекта является разработка системы автоматического регулирования (САР) давления в нефтепроводе с помощью регулируемого электропривода, проведение технико-экономического анализа САР и обеспечение безопасности и экологичности проекта.

1. ВЫБОР ОСНОВНОГО СИЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ

1.   

o  Описание технологических условий работы механизма

Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные. Головные НПС предназначены для приёма нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки в МН. Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубопроводе давления, достаточного для дальнейшей перекачки. Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатационные участки с протяжённостью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделённых НПС, работающих в гидравлически связанном режиме “из насоса в насос”. Такой режим требует более чёткой работы станций на участке нефтепровода, так как отключение насосного агрегата или всей НПС может привести к изменению режима работы всего участка нефтепровода, как показано на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Эпюры изменения давления на участке МН при остановке НПС-2:

1 – эпюра давления после остановки НПС-2; 2 – изменение давления в момент остановки НПС-2; 3 – эпюра давления до остановки НПС-2

При отключении МНА на НПС-2 происходит увеличение давления на НПС-1 и понижение давления на НПС-3. Для удержания этих станций и технологического участка в целом в работе возникает необходимость поддерживать давление приёма и выхода станций в заданных пределах [2].

В качестве типового примера для расчёта САР давления в сети нефтепровода использованы данные из регламента НПС Тюмень-3. Согласно [3] нефтеперекачивающая станция Тюмень-3 введена в эксплуатацию в 1981 году, является структурным подразделением ОАО “Сибнефтепровод” и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Тюмень – Юргамыш на участке 0 – 252 км. Характеристики перекачиваемой нефти: минимальная плотность 825 кг/м3, максимальная плотность 850 кг/м3. Максимальная производительность станции 1250 м3/ч, при требуемом для перекачки напоре 703 м.

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением 0,5 кгс/см2, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны.

Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена подпорная насосная. Из резервуаров нефть откачивается подпорными насосными агрегатами типа 14 НДСНм.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода должен быть установлен узел регулирования для поддержания заданных величин давления:

минимальное давление на входе в магистральную насосную 3 кгс/см2, исходя из условий возможности возникновения кавитационного режима работы насоса; ("1") максимальное давление на выходе из магистральной насосной 58 кгс/см2, исходя из условий предела прочности трубопровода.

Основной вид нагнетательного оборудования станции для перекачки нефти составляют центробежные насосы (ЦН). Принцип действия центробежного насоса понятен из рис. 1.2. На нём представлена схема рабочего колеса с профильными лопатками.

Рис. 1.2. Схема функционирования центробежного насоса

Если перейти в систему координат, связанную с вращающимся колесом, то можно считать, что само колесо стоит неподвижно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила. Эта сила способна преодолеть перепад давления Δp = pнн – pвн, равный разности давления pнн нагнетания (на периферии колеса) и давления pвн всасывания (в его центральной части), то есть заставить жидкость перемещаться из области низкого давления в область высокого давления. Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.

Та часть насоса, в которой находится рабочее колесо, обеспечивающее напорное перемещение жидкости, называется центробежным нагнетателем, а та часть насоса, которая создает вращения вала с находящимся на нем рабочим колесом – приводом насоса. Для привода центробежных насосов НПС магистральных трубопроводов в настоящее время применяют синхронные (СД) и асинхронные (АД) электродвигатели.

Основными характеристиками насоса являются развиваемый им напор и подача. Значение напора (энергии, сообщаемой перекачиваемой жидкости)

и подачи (количества жидкости, подаваемой в единицу времени) зависят от конструкции и размеров насоса и частоты вращения. Для каждого насоса взаимосвязь подачи Q и напора H при номинальной частоте вращения определяется однозначно и выражается графически (характеристика Q – H). Также на график наносят зависимости изменения мощности N, КПД насоса η и допустимого кавитационного запаса Δhд от подачи Q.

На перекачивающих станциях основные магистральные насосы соединяют последовательно, чтобы при одной и той же подаче создаваемый напор суммировался. Это позволяет увеличить давление на выходе станции.

Согласно условиям (1.1) и (1.2) перекачка нефти на рассматриваемом участке обеспечивается последовательным соединением трёх насосов НМ при одном резервном.

,

(1.1)

где – суммарная производительность насосов, более 1250 м3/ч;

– максимальная производительность станции, 1250 м3/ч.

,

(1.2)

где – суммарный напор насосов при , 780 м;

– максимальный рабочий напор нефтепровода, 703 м.

Упрощённая схема обвязки технологических трубопроводов и соединения магистральных насосных агрегатов НПС изображена на рис. 1.3.

Рис. 1.3. Упрощенная схема обвязки технологических трубопроводов МНА: 1д – 3д – задвижки нефтепровода дренажной системы; 1у – задвижка нефтепровода утечек; 1,2 – задвижки напорного нефтепровода с датчиками давления; 1к-4к – обратные клапаны; D – диаметр трубопровода

("2") Характеристики (Q – Н) центробежных насосов часто аппроксимируют двухчленной зависимостью:

,

(1.3)

где a и b – коэффициенты аппроксимации.

Технические характеристики центробежного насоса НМ согласно [4] приведены в табл. 1.1.

Таблица 1.1

Технические характеристики насоса НМ

Характеристика	Значение
Qн, м3/ч	1250
Hн, м	260
D, мм	440
J, кг. м2	8
η, %	80
ωн, об/мин	3000
Δhд, м	20
pmax, кгс/см2	75
(Q – H)-характеристика	331 – 0,451.10-4.Q2

Изображенные на рис. 1.4 зависимости для насоса НМ носят общий характер для всех центробежных насосов.

При изменении частоты вращения рабочего колеса центробежного нагнетателя (Q – Н)-характеристика насоса изменяется. Если номинальная частота вращения ротора составляла n0 об/мин, а измененная частота

("3")

Рис. 1.4. График (Q – Н)-характеристики НМ

вращения составляет n1 об/мин, то новая рабочая характеристика насоса, как указано в [5], будет иметь вид:

.

(1.4)

Рабочая точка системы “НПС - МН” определяется по совмещённому графику (Q – H)-характеристик трубопровода и станции при соответствующей производительности НПС. Согласно [6], характеристика нефтепровода Тюмень – Юргамыш имеет вид: Hт = 5087.Q1,877+47,5. Совмещённый график (Q – H)-характеристик нефтеперекачивающей станции и нефтепровода Тюмень – Юргамыш для одного из режимов работы станции (ρ = ρmax = 850 кг/м3) изображён на рис. 1.5.

Рис. 1.5. Совмещённый график (Q – H)-характеристик насоса и нефтепровода:

1 – характеристика насоса НМ (n = 0,95nн); 2 – характеристика насоса НМ (n = nн); 3 – характеристика нефтепровода; 4 – потери напора на участке; 5 – напор на выходе НПС; 6 – суммарная характеристика работающих насосов

В процессе эксплуатации насосов необходимо определять полезную мощность насоса Pж – мощность, которой обладает жидкость на выходе из напорного патрубка насоса.

,

(1.5)

где ρ – плотность нефти;

g – ускорение свободного падения.

Механическая характеристика насоса изменяется по параболическому закону (вентиляторный момент нагрузки), причём начальный момент сопротивления механизма при пуске из состояния покоя M0, обусловленный противодавлением, трением в подшипниках и торцевых уплотнениях насоса, составляет 10-15% номинального момента [7].

Различают два способа пуска насосного агрегата: на открытую задвижку и на закрытую задвижку. Наиболее распространён второй способ. Преимущество пуска на закрытую задвижку состоит в снижении момента сопротивления разгону двигателя, так как насос работает при отсутствии потока нефти. Однако если пусковые характеристики электродвигателя и схемы электроснабжения могут обеспечить пуск на открытую задвижку, то этот способ является предпочтительным, так как при нём меньше динамические нагрузки в трубопроводной обвязке агрегата и хлопки обратных клапанов, установленных на обводной линии насосов.

Для инженерных расчётов статического момента центробежного насоса используют следующее выражение:

.

(1.6)

График механической характеристики нефтяного насоса НМ при пуске на открытую задвижку приведён на рис. 1.6.

("4") Рис. 1.6. График механической характеристики насоса НМ

В настоящее время на большинстве НПС системы управления электродвигателями насосных агрегатов осуществляют их пуск путём прямого подключения к сети. Согласно [8] прямой пуск имеет следующие существенные недостатки, связанные с нежелательным воздействием на двигатель, исполнительный механизм, технологический процесс и питающую сеть:

пиковые броски тока в переходном процессе прямого пуска (в 5 – 7 раз больше номинального) приводят к значительным усилиям на проводники, расположенные в лобовых частях обмотки электродвигателя, и, как следствие, к ослаблению бандажирования обмотки, постепенному нарушению изоляции и преждевременному выходу двигателя из строя по причине КЗ витков обмотки; пиковые моменты переменного знака, развиваемые двигателем при пуске (в 4 – 5 раз больше номинального) приводят к повышенным нагрузкам на подшипники и сам ЦН, постепенному увеличению зазоров в механических соединениях между двигателем и механизмом, сокращая межремонтный интервал; гидравлические удары создают дополнительные нагрузки на трубы, соединительные муфты, фланцы, уплотнения и другие монтажные конструкции, приводя к их преждевременному износу и выходу из строя; протекание больших пусковых токов приводит к просадке напряжения в сети, которая может составлять до 40% от номинального, что отрицательно сказывается на работе остального оборудования, участвующего в технологическом процессе и подключённого к этой сети, а сам двигатель может не запуститься из-за снижения его момента пропорционально квадрату просадки напряжения.

Для устранения перечисленных недостатков прямого пуска необходимо осуществлять плавный пуск электродвигателя, с заданным темпом нарастания скорости, при моменте и токе близким к номинальным.

Останов магистрального насосного агрегата в настоящее время осуществляют простым отключением привода насоса от сети питания (инерционный выбег). При этом задвижку закрывают непосредственно после остановки. Для уменьшения динамических нагрузок в трубопроводной обвязке МНА необходимо осуществлять плавный останов агрегата, без резкого снижения момента.

Управление НПС должно осуществляться в двух режимах: местном или дистанционном (телемеханическом). Основным режимом управления является телемеханический режим управления из районного диспетчерского пункта (РДП). Переход на управление в местном режиме выполняется дежурным персоналом при производстве работ и в аварийных ситуациях по согласованию с диспетчером РДП [3].

Для согласования режимов работы на НПС, для защиты нефтепровода от превышения давления на нагнетании станции, для предотвращения работы МНА в кавитационном режиме при низком давлении на приёме и одновременно обеспечения максимально возможного расхода нефти по трубопроводу используют САР давления. Как уже отмечалось выше, при использовании дросселирования потока нефти значительно снижается КПД станции, даже если система находится в ждущем режиме, так как для своевременного перехода заслонки в режим регулирования её держат прикрытой на 10-15% [2]. Таким образом, наиболее предпочтительно осуществлять регулирование давления изменением скорости вращения электропривода насоса. Суть этого метода следует из уравнения (1.4).

При регулировании частоты вращения ЦН каждая точка напорной характеристики НПС в соответствии с законом подобия перемещается по параболе подобных режимов:

.

(1.7)

Диапазон регулирования определяется в зависимости от конкретных условий эксплуатации трубопровода. Экономичным при этом является регулирование частоты вращения в небольшой зоне: 30-50% вниз от номинальной скорости, так как при снижении скорости вращения насоса более чем на 50% КПД насоса резко уменьшается [5]. Верхний предел регулирования ограничивается техническими возможностями насосов. Эти возможности зависят от величины и продолжительности перегрузки по частоте вращения роторов, которую насосы способны выдержать без необратимых конструктивных изменений. Так для обеспечения безкавитационной работы серийных центробежных насосов в продолжительном режиме не рекомендуется превышать частоту вращения более чем на 10% [9]. В большинстве случаев данного диапазона для регулирования вполне достаточно, так как напор зависит от квадрата частоты вращения и, следовательно, при регулировании его можно понижать примерно на 50% и повышать на 20% от номинального. Графики характеристик насоса при разных частотах вращения, согласно [5], изображены на рис. 1.7. Частота n3 соответствует номинальной. На характеристики насоса наложена характеристика трубопровода T. Также здесь показаны линии равного КПД, которые обрываются вверху из-за нехватки кавитационного запаса.

Рис. 1.7. График универсальной характеристики центробежного насоса при регулировании скорости вращения

1.2. Требования, предъявляемые к системе электропривода магистрального насосного агрегата

В силу условий технологического процесса к электроприводу МНА предъявляются следующие требования:

Электропривод должен быть рассчитан на продолжительный режим работы с постоянной нагрузкой. Регулирование скорости должно быть плавным (в том числе плавный пуск и останов МНА). ("5") Необходимо осуществлять мягкий пуск двигателя с плавным нарастанием тока и момента до значений близких к номинальным. Регулирование должно быть экономичным. Отсутствует необходимость в большом диапазоне регулирования скорости. Отсутствует необходимость в реверсе скорости. Отсутствует необходимость в рекуперации энергии в сеть, так как двигатель работает в продолжительном режиме. Электродвигатель должен иметь взрывозащищённое исполнение. Система управления электропривода должна работать в составе автоматизированной системы управления НПС.

1.3. Качественный выбор системы электропривода

Выбор электродвигателя для системы электропривода выполняют, учитывая пусковые и нагрузочные режимы, условия обслуживания, требования к стабильности частоты вращения и режим потребления реактивной мощности на предприятии. По двум первым факторам преимущество имеют асинхронные двигатели с короткозамкнутым ротором, а по двум другим – синхронные. Насосные залы для перекачки нефти относятся к классу взрывоопасных, поэтому двигатели постоянного тока с щёточно-коллекторным механизмом для системы электропривода МНА не используют.

К преимуществам синхронных двигателей по сравнению с асинхронными относятся:

Возможность регулирования значения и знака реактивной мощности. Коэффициент полезного действия СД, как правило, на 1–3 % выше, чем у АД той же мощности. Наличие относительно большого воздушного зазора повышает надёжность эксплуатации в условиях возможных перегрузок двигателя. Напряжение сети влияет на критический момент СД меньше, чем на критический момент АД.

К преимуществам асинхронных двигателей по сравнению с синхронными относятся:

Простота конструкции и процедуры пуска. Лучшая управляемость в аварийных режимах, связанных с провалами напряжения из-за возмущений в системе электроснабжения: электромагнитные процессы в АД затухают быстрее, чем в СД, и не требуют мероприятий и средств для обеспечения гашения поля. АД менее продолжительное время, чем СД, подпитывают место короткого замыкания и, следовательно, оказывают менее вредное влияние на элементы системы электроснабжения. Системы автоматического повторного пуска (АПВ) и самозапуска АД проще, чем системы АПВ СД. АД более приспособлены для работы во взрывоопасных и сырых помещениях. ("6") Менее квалифицированное обслуживание. Не требуют систем возбуждения. Стоимость и масса у АД на 15 – 20 % ниже аналогичных показателей СД с учётом системы возбуждения.

Преимущества АД в наибольшей степени проявляются электроприводах малой и средней мощности до 3,0 МВт, когда нет необходимости в установке дорогостоящих статических конденсаторов больших мощностей.

Учитывая указанные достоинства и недостатки обоих типов электродвигателей, выбираем для системы электропривода магистрального насосного агрегата АД с короткозамкнутым ротором.

Перечисленным выше требованиям к системе электропривода способен удовлетворить только регулируемый электропривод. Плавное и экономичное регулирование скорости АД можно осуществить путём изменения частоты напряжения питания с помощью преобразователя частоты (ПЧ).

Современные средства микропроцессорной техники позволяют формировать сложные законы управления АД, близкие по качеству регулирования момента, скорости и других величин к электроприводам с двигателями постоянного тока. Это становится возможным, если раздельно воздействовать на две составляющие статорного тока АД: намагничивающую определяющую значение магнитного потока двигателя, и ортогональную ей составляющую тока, определяющую момент АД. Такое управление составляющих тока для каждой фазы АД получило название векторного управления [7]. При векторном управлении электродвигатель во всем диапазоне регулирования работает с малой величиной скольжения ротора (малыми потерями скольжения), сохраняет высокий коэффициент полезного действия и жёсткость механических характеристик.

1.4. Расчёт мощности электродвигателя и преобразователя частоты

1.4.1. Определение кинематической схемы электропривода

Центробежный насос типа НМ рассчитан на номинальную скорость вращения 3000 об/мин и, следовательно, не требует использования редукторов при подключении к электродвигателю. Соединение валов электродвигателя и насоса осуществляют через упругую муфту (рис. 1.8).

Рис. 1.8. Кинематическая схема электропривода

1.4.2. Расчёт статического момента центробежного насоса

Рассчитаем статический момент на валу насоса при номинальной и максимальной скоростях вращения в режиме максимальной подачи рассматриваемого нефтепровода.

Статический момент на валу насоса при номинальной скорости можно определить по формуле: