Оптимизация режимов работы турбонасосов в магистральном транспорте нефти

УДК 621.438

Оптимизация режимов работы турбонасосов

в магистральном транспорте нефти

И.Р. БАНКОВ, д.т .н., профессор, зав. кафедрой ПТЭ

С.В. КИТАЕВ, д.т. н., доцент кафедры ТХНГ,

И.А. ШАММАЗОВ, к.т .н., доцент кафедры ТХНГ

Уфимский государственный нефтяной технический университет

E-mail:svkitaev@mail.ru

В статье предложен метод, позволяющий рассчитывать оптимальные режимы работы центробежных насосов с газотурбинным приводом, имеющих различную мощность при их работе по схеме в «параллель» в магистральном транспорте нефти, из условия работы оборудования в области максимального значения КПД.

Ключевые слова: оптимизация, центробежный насос, газотурбинная установка, эффективность, коэффициент полезного действия.

The method proposed in this article allows calculate optimal operation modes of turbopumps with gas-turbine drive, having different power when operating according to the plan in «parallel» in main oil transportation, provided the condition of work of equipment in the area of maximum value of efficiency.

Keywords: optimization, centrifugal pump, gas-turbine plant, effectiveness, efficiency

россия является одной из лидирующих стран по объему добычи и транспортировки нефти. Основным видом транспорта (до 93%) является магистральный транспорт нефти.

Режимы магистрального транспорта нефти непостоянны и имеют колебания. В связи с этим, нефтеперекачивающие агрегаты переходят в неоптимальный режим работы, при этом ухудшаются их энергетические характеристики. Для согласования напорных характеристик нефтеперекачивающих агрегатов с характеристикой нефтепровода на насосных перекачивающих станциях (НПС) устанавливают разнотипные агрегаты. В этих условиях актуализируется задача оптимизации режимов работы агрегатов, работающих по схеме в «параллель».

Целью данной работы является разработка методики, позволяющей определять оптимальные режимы работы центробежных насосов с газотурбинным приводом.

Для разработки методики использовались данные эксплуатации одного из нефтетранспортных предприятий РФ.

На НПС установлено следующее технологическое оборудование: магистральные насосы марки 12x20-BFD/2ST (Nuovo-Pignone) номинальной производительностью 2157 м3/ч и имеющим напор 585 м в количестве трёх единиц. Технологическая схема предусматривает включение насосов по схеме в «параллель» для обеспечения плановых режимов работы нефтепровода.

Приводом для центробежных насосов служат двухвальные газотурбинные установки марки SGT-100E-2S «Typhoon» производства «Siemens» номинальной мощностью 4,8 МВт (насос А) и 5,5 МВт (насосы В, С).

Предлагаемый метод оптимизации работы турбонасосов, оснащенных разнотипными приводами, основан на теории по-зиномов*. Если для каждого агрегата известна зависимость вида ne = f(Q), тогда задача сведётся к нахождению максимума целевой функции:

IП e = ifi Q i) ,

i=1 i=1

где nei — эффективный КПД привода, %; Qi — производительность насоса, м3/ч.

Зависимость вида nei = f(Q) может быть получена путём совмещения характеристик nei = f(N ) для привода и N i = f(Q) для насоса, где Ni — потребляемая насосом мощность.

Проведенный сравнительный анализ совмещенных характеристик, показал, что наиболее адекватно искомую зависимость Пе = f(Q) удается описать функцией вида:

л = a - b exp (-aQ) ,

где а, Ь, а — эмпирические коэффициенты.

В качестве критерия адекватности расчётных и экспериментальных данных использовалась величина минимума дисперсии адекватности.

*Байков И.Р., Китаев С.В., Шаммазов И.А. Методы повышения энергетической эффективности трубопроводного транспорта природного газа. — СПб.: Недра, 2008. — 440 с.

Численный анализ параметров работы турбонасосов показал, что минимум дисперсии достигается именно при использовании зависимости (2).

Поскольку в группе параллельно работающих агрегатов в общем случае может находиться п агрегатов, то выражение (2) будем рассматривать в виде суммы:

п п /оч

IП * = 1Ц - Ь ехр

г=1 г=1

Очевидно, что левая часть уравнения (3) будет достигать наибольшего значения, когда величина:

X Ь: ехр

,Q2Qn)=х ь ехр(- аQi),

г = 1

ф(©1, Я2,-, Я„ ) = £ Ьг  2

1 = 1

2 Я = Яф .

1=1

- Яф =|-а 1п2г. 1 =1 1

Это равносильно равенству:

- Яф = ЫП 2

где

1 а ;

тг 1 1

и 2 =

П = ехр(- Qф) = сот1 = А .

± 1

1

1 п а 1 а.

Ц=Х(ехР(- Qф) • П (Ь,  а,)а) н '

г=1 ^ ^ ,=1

В таком случае оптимальная подача каждого из нагнетателей в группе параллельно работающих (с точки зрения максимального суммарного коэффициента полезного действия) определится как:

1

а,Ь

(ехр( - Яф) П (Ь

п 1

1 У —

7Г ^ а-

а г)а')1=1 '

Учитывая произведенную выше замену переменных, окончательно получим:

^ = ¡П(а ,Ь,) +

1

1

будет минимальной. В таком случае поставленная выше задача оптимизации работы группы параллельно работающих насосов сведётся к нахождению минимума целевой функции:

где , Q2, ... , Qn — подача каждого из насосов в группе, м3/ч.

Произведем замену переменных, обозначив exp(-a¡Q¡) =z., тогда выражение (5) примет следующий вид:

Все условия и ограничения, определяющие целевую функцию, выполняются. Кроме того, в соответствии с поставленными условиями известна общая суммарная подача всех насосов в группе:

Используя произведенную замену переменных, можно записать . В таком случае и

В обозначениях целевой функции (5) выражение (9) примет вид:

Тогда в соответствии с определением глобального минимума для позиномов минимум целевой функции (5) определится как:

а ,

п 1

а,

1 1=1 ^ 1

1=1 а,-

Полученная зависимость (13) позволяет рассчитывать оптимальную подачу каждого из насосов в группе, если известен общий расход нефти в нефтепроводе.

Рассмотрим реализацию рассмотренной выше методики. В соответствии с теорией подобия все параметры двухвальных газотурбинных установок имеют обобщенный вид, в виде зависимости параметров отнесенных к номинальным значениям.

Основные показатели работы ГТУ определяются по следующим формулам:

• приведённая относительная мощность

— N N = е

епр

N е0 у

Та0 ра0

Та Ра

где Ые0 и Ые — номинальная и фактическая мощности ГТУ, кВт; Та0 и Та — номинальная и фактическая температуры наружного воздуха, °С; ра0 и ра — номинальное и фактическое атмосферные давления, кПа. • относительный КПД ГТУ:

п.

Пе 0

где пе0 и пе — номинальный и фактический КПД ГТУ.

Приведенный относительный расход топливного газа определяется по формуле:

О

О,

тгпр

О

тг 0

1

Т вх0 Ра0 Я1

р0

Т„.

Яр

где Gmг0 и Gтг — номинальный и фактический расход топливного газа, м3/ч; и Qp — номинальная и фактическая теплота сгорания топлива, кДж/м3.

Обобщенные относительные характеристики ГТУ, зависимости относительного эффективного КПД газотурбинной установки и относительного расхода топливного газа от эффективной мощности в графическом виде приведены на рис. 1 а, б.

Из данных рис. 1 следует, что зависимость расхода топлива от эффективной мощности линейная, при незначительном снижении эффективного КПД ГТУ. Следовательно, имеется возможность регулирования режима работы насоса, в зависимости от требуемой производительности нефтепровода, изменением ча-

а

2

п

2

2

2

п

I 1 ,2

1

£

0,8

0,6

1

0,4

о

0,2

0

0, 2 0, 4 0 6 0 8 1,

1,2

§ 0,8 | 0,6 <5 0,4 0,2 0

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 б Относительная эффективная мощность

Рис. 1. Обобщенные относительные характеристики газотурбинной установки

3750 ' 3500 3250 . 3000 2750 . 2500 ' 2250 2000 1750 1500 1250 1000 750 500 250 01

Y

5 5 М Вт

0 2 4 6 8

10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30 32 34

КПД, %

Рис. 2. Зависимости выходной мощности ГТУ от эффективного КПД

Эмпирические коэффициенты для газотурбинной установки марки SGT-100E-2S «Typhoon» мощностью 4,8 и 5,5 МВт

Коэффициенты Номер агрегата/мощность

A/4,8 МВт B(C)/5,5 МВт

a 46 44

b 25 25

а 1,0 0,87

стоты вращения силового вала ГТУ, при сохранении энергетической эффективности установки.

С учетом обобщенных характеристик (см. рис. 1), путем обработки экспериментальных данных были получены фактические зависимости выходной мощности ГТУ от эффективного КПД (рис. 2). На рис. 3 приведены характеристики насоса типа 12x20-BFD/2ST при фактической плотности нефти.

С учётом того, что насос и привод — газотурбинная установка представляют собой единый агрегат

225 Д 200 175 150 125 100 75 50 25

4000 ,£ 3750 s 3500 | 3250 g 3000 § 2750 J 2500 f 2250 ^ 2000 !" I 1750 1500 1250 г 1000 750 500 250 0

0 250 500 750 1000 1250 1500 1750 2000 2250 1500 1250 3000

Производителность насоса, м3/час

Рис. 3. Характеристики насоса типа 12x20-BFD/2ST при фактической плотности нефти

а? 33

S

I 31

'§ 29 f 27 ¡3 25 23 21 19 17

«4,8 МВт ° 5,5 МВт

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500

Производителность насоса, м3/час

Рис. 4. Совмещенные характеристики ГТУ и насоса

(жестко связаны валом) характеристики, представленные на рис. 2 и 3, были совмещены по осям координат эффективной (выходной) мощности ГТУ и потребляемой мощности насосом с учетом механических потерь. Полученные совмещенные характеристики приведены на рис. 4.

В таблице приведены эмпирические коэффициенты, полученные путем аппроксимации характеристик (см. рис. 4).

Например, произведем расчёт режима работы магистральных турбонасосов мощностью 4,8 и 5,5 МВт, работающих по схеме в «параллель», по фактическим данным. Расход нефти через группу насосов, составлял Qф=3567 м3/ч. Произведя расчёты по формуле (13), получим, QA=1927 м3/ч, QВ=1640 м3/ч. При полученных расходах, КПД привода составят следующие значения: пА=31,4%, пВ = 27,2%.

Оценим величину изменения КПД после оптими-зации,получим:Дп=(31,4+27,2)-(29,7+28,4)=0,5%, что соответствует экономии топливного газа в объеме 97 тыс.м3/год.

Таким образом, предложенная методика позволяет определять оптимальные режимы работы разнотипных турбонасосов при их работе по схеме в «параллель». Методика может быть адаптирована для расчета режима работы оборудования с другими техническими характеристиками.

! 250

0

1

15