Требования к частоте вращения магистральных насосов при частотно-регулируемом электроприводе

Шабанов В.А.

Shabanov У.А.

кандидат технических наук, доцент, заведующий кафедрой «Электротехника и электрооборудование предприятий» Уфимского государственного нефтяного технического университета, Россия, г. Уфа

Шарипова С.Ф Sharipova S.F.

аспирант Уфимского государственного нефтяного технического университета, Россия, г. Уфа

УДК 621.31; 62-83

требования к частоте вращения магистральных насосов при частотно-регулируемом электроприводе*

При разработке частотно-регулируемых электроприводов для магистральных насосных агрегатов нефтеперекачивающих станций необходимо рассматривать все насосные агрегаты технологического участка и их частотно-регулируемые электроприводы как компоненты единого технологического процесса. При разработке требований к частоте вращения частотно-регулируемых насосных агрегатов эта задача трансформируется в задачу выбора нефтеперекачивающих станций, на которых целесообразна установка частотно-регулируемых электроприводов. В статье рассматриваются требования к частоте вращения магистральных насосов. Приведены ограничения, обусловленные особенностями технологического процесса перекачки, а также свойствами частотного регулирования. Все ограничения, обусловленные требованиями технологического режима, представлены в функции частоты вращения магистральных насосных агрегатов. Приведены аналитические выражения для выбора частоты вращения регулируемых насосных агрегатов как с учетом требуемых значений производительности нефтепровода, так и с учетом требований к допустимому диапазону частоты вращения.

Ключевые слова: частотно-регулируемый электропривод, магистральный насос, нефтепровод, нефтеперекачивающая станция.

requirements to the speed of the pumps with frequency-adjustable ELECTRIC drive

During the development of variable frequency drives of main pump units at oil booster stations must consider all pump units of processing area and variable frequency drives as components of a single process. The development of requirements to the speed frequency-adjustable pumping units this task is transformed into the problem of the choice of pump stations, where feasible installation of variable frequency drives. The article discusses the requirements for frequency of rotation of the main pumps. Are the limitations, determined by the peculiarities of the technological process pumps as well as properties of frequency regulation, are given. All restrictions imposed by the requirements of the technological regime, represented as a function of frequency of rotation of main pump units of technological site. The analytical expressions for the selection of the frequency of rotation adjustable pump units with the required values of the performance of the oil pipeline, and the requirements for permissible speed range.

Key words: frequency-adjustable electric drive, main pump, oil pipeline, efficiency, oil pumping station.

*При подготовке статьи использованы результаты исследований, выполненных при финансовой поддержке Министерства образования и науки РФ по программе «Разработка и организация серийного производства мощных высоковольтных частотно-регулируемых приводов (ВЧРП)» (шифр 2010-218-02-051, договор № 13.G25.31.0060).

Магистральные нефтепроводы являются одним из самых сложных и энергоемких технологических объектов нефтегазовой отрасли. Поэтому разработка энергосберегающих частотно-регулируемых электроприводов (ЧРЭП) для нефтеперекачивающих станций (НПС) магистральных нефтепроводов является особенно актуальной [1, 2, 3]. Магистральные нефтепроводы для перекачки нефти делятся на технологические участки, в пределах которых режимы работы всех НПС взаимосвязаны. Поэтому при разработке частотно-регулируемых электроприводов (ЧРЭП) для магистральных насосных агрегатов (НА) НПС необходимо рассматривать все ЧРЭП и все НА технологического участка как компоненты единого технологического процесса. Технологический участок магистрального нефтепровода содержит до шести НПС. На каждой НПС в работе может быть до трех НА. На каждом НА всех НПС устанавливать ЧРЭП нецелесообразно как по экономическим соображениям, так и с точки зрения обеспечения всех режимов перекачки и требуемого диапазона регулирования [4, 5, 6]. Поэтому актуальной задачей является минимизация числа ЧРЭП на НПС технологического участка. При решении такой задачи одной из главных проблем становится выбор места установки ЧРЭП вдоль трассы технологического участка. Эта задача должна решаться как при проектировании нефтепроводов, так и при реконструкции действующих нефтепроводов. Для действующего нефтепровода эта задача трансформируется в задачу выбора НПС, на которых целесообразна установка ЧРЭП [7]. В статье рассматриваются требования к частоте вращения НА, которые необходимо учитывать при выборе НПС технологического участка для установки ЧРЭП НА.

Основная задача частотного регулирования -обеспечивать заданную производительность трубопровода при выполнении ограничений по напорам и подпорам. При системе перекачки из насоса в насос технологический режим перекачки описывается уравнением баланса напоров [8]. Обозначим число НА, участвующих в режиме перекачки нефти по технологическому участку, через п. Тогда в общем случае при к регулируемых насосах уравнение баланса напоров можно записать в виде

2>* +4 -ад2- =о,

1 1 где а; Ь - коэффициенты напорной характеристики регулируемых насосов; V = ю/юНОМ - относительная частота вращения /-го НА; ш и шНОМ - текущая и номинальная угловые скорости вращения насоса; Q - производительность нефтепровода; Аки Вк - коэффициенты уравнения баланса напоров нефтепро-

вода в режиме работы при k отключенных МН:

п-к

л=ап+2>-^оСТ:

i=i

5 = 1,02Д +

т„

я—Л

i=l

где аП, ЬП, а Ь. - коэффициенты напорных характеристик подпорного и магистрального насосов; тП

- число работающих подпорных насосов; А? - разность геодезических отметок по концам технологического участка; Ьост- остаточный напор в конце технологического участка; т - коэффициент режима перекачки; / - гидравлический уклон при единичной производительности; L длина трубопровода.

При заданной производительности трубопровода уравнение (1) представляет собой уравнение с к неизвестными частотами вращения НА. Оно имеет множество решений. Для поиска оптимального решения используются оптимизационные алгоритмы, из которых наибольшее распространение получил метод перебора возможных вариантов [1], а также метод покоординатного спуска и градиентные методы [9]. Используются также генетические алгоритмы и нейронные сети [10].

Обычно оптимизационным путем определяются частоты вращения к-1 регулируемых насосов. Частота вращения к-го НА определяется путем решения уравнения (1) относительно частоты вращения V при известных скоростях вращения всех других к-1 регулируемых НА по выражению:

*к =

!

к-1

Q2

V

Число режимов перекачки определяется картой технологических режимов работы технологического участка нефтепровода, а их последовательность

- графиком поставки нефти. В процессе эксплуатации последовательность режимов перекачки и их параметры регистрируются в сведениях о соблюдении режимов работы технологического участка. В течение года число режимов может достигать нескольких сотен. Поэтому для выбора оптимального числа частотно-регулируемых НА и выбора НПС, на которых целесообразно установить ЧРЭП, необходимо многократно использовать уравнения (1) и (4). При выборе НПС, на которых целесообразно установить ЧРЭП, необходимо учитывать ограничения по напорам и подпорам, обусловленные особенностями технологического процесса перекачки, а также свойства частотного регулирования НА [4,

6, 7]. При этом выбор места установки ЧРЭП дол-

жен производиться одновременно с выбором частоты вращения НА. Поэтому в алгоритме поиска оптимального решения уравнения (1) все ограничения, обусловленные требованиями технологического режима, целесообразно представить в функции частот вращения НА. Рассмотрим основные из ограничений и их представление в функции частоты вращения НА технологического участка.

1. При выборе НПС для установки ЧРЭП и выборе частоты вращения регулируемых НА необходимо проверять ограничения по минимальным подпорам на входе НПС и максимальным напорам на выходе НПС [8]:

Нпсі -Нтомі',АЯ, > AHminг-,

где H , AH - разрешенные значения напоров и

max i min i

подпоров i-й НПС.

Выразим напоры на выходе и подпоры на входе НПС через скорость вращения НА. Для этого напорную характеристику насоса при ЧРЭП запишем в виде

" "

Н = а -V2 -Ъ Q2~m.

где ар и Ьр - коэффициенты аппроксимации напорной характеристики регулируемого насоса.

С учетом (6) напор на выходе і-й станции НПС1 и подпор АН.+1 на входе і+1 станции будут:

Нпсі = АН,+ ХНнер,+ • vz - bpi • Q2'm);

АНІ+1 = Нпсі - HL w = AHj+ ХНнер,+ Ща-уҐ - bpi- Q2'm) - H, 1+1;

где H. - потери напора между i-й и i+1-й стан-

циями.

С учетом полученных выражений для того, чтобы величины напоров на выходе i-й станции НПС1 и подпор АН.+1 на входе i+1 станции удовлетворяли ограничениям (5), относительные частоты вращения МН должны удовлетворять следующим условиям:

ДН+ Ш , + !

1 нер 4 р р maxi’ 4 '

ДН+ Ш , + !

1 нер’ 4 р р i. i+ min v '

2. Необходимо учитывать ограничения, накладываемые наличием перевальных точек на топографическом профиле трассы нефтепровода. Величины напоров НП в местах расположения возможных перевальных точек должны удовлетворять условию [8]:

Нш > К ,

где hn - геодезическая отметка i-й перевальной точки на трассе нефтепровода.

С учетом выражения (6) условие (9) может быть преобразовано к виду:

Н + Ш , + Е

1 нер’ v р. р. ^ ' i. П П Р v '

где H. П - потери напора от i-й станции до перевальной точки.

3. Необходимо учитывать, что диапазон регулирования частоты вращения НА ограничен не только неравенствами (7), (8) и (10), но и особенностями технологии перекачки нефти по магистральным нефтепроводам. При этом рабочий диапазон изменения частоты вращения НА ограничен снизу минимально допустимой частотой рабочего диапазона:

V. > v .

I — мин 4 '

При снижении частоты вращения НА ниже минимально допустимого значения v открывается обратный клапан в обвязке насоса. При этом насос

«выключается» из процесса перекачки и перестает влиять на производительность трубопровода.

Нижний предел рабочего диапазона частоты вращения может быть найден из уравнения [5]:

v =

b„-Q2-m

где Q - производительность трубопровода при отключенном регулируемом насосе, для которого исследуется диапазон частоты вращения.

4. Число ЧРЭП на технологическом участке должно быть минимальным. Поэтому проверку всех требований и выбор частоты вращения следует начинать с возможности установки ЧРЭП только на одном из НА технологического участка. При использовании ЧРЭП на одном из НА, решая уравнение баланса напоров (1) относительно скорости вращения регулируемого насоса при k = 1, или из уравнения (4) при k = 1 можно найти зависимость производительности трубопровода от скорости вращения в виде: __________

Q = 2-

а -V +А

ьр+в

где значения А и В определяются по выражениям (2) и (3) при к = 1.

Выражение (13) позволяет определить диапазон значений производительности нефтепровода Q, который может быть обеспечен в рабочем диапазоне частоты вращения регулируемого НА по (11), при условии, что при этом выполняются ограничения (7), (8) и (10).

5. Если не все требуемые режимы технологического участка обеспечиваются по выражению (13) или если при регулировании только одного из НА технологического участка нарушается одно из

ограничений (7), (8) или (10), то следует рассмотреть установку ЧРЭП на двух НПС. При этом возможно либо независимое регулирование режимов перекачки с помощью только одного НА на одной из НПС, либо одновременное регулирование НА на двух НПС. При одновременном частотном регулировании двух МН уравнение баланса напоров (1) будет

арі-П2 + ар2-У22-(6рі + 6р2)-Є2“'"+^-52Є2-'я=0,(14) где а ; ар2; Ь и Ьр2 vI и v2 - коэффициенты напорной характеристики и частоты вращения первого и второго регулируемых насосов; А2 и В2 - коэффициенты уравнения баланса напоров при двух отключенных НА.

Выражение (14) показывает, что частота вращения одного из НА является зависимой переменной и при известной частоте вращения первого из НА должна определяться из выражения (14). Причем частота вращения каждого из насосов должна удовлетворять ограничениям (7), (8), (10) и (11).

6. Как регулируемые, так и не регулируемые НА при всех режимах перекачки должны работать с высокими значениями коэффициента полезного действия (КПД). При изменении производительности нефтепровода КПД НА также изменяются. Графики зависимости КПД от подачи насоса приведены на рис. 1.

Рис. 1. Изменение КПД насоса при изменении подачи

Для регулируемых насосов КПД зависит не только от подачи, но и от скорости вращения [9, 11]. Эта зависимость может быть представлена в виде:

п = п - (q - v)2 • п • v2,

1 н. 1 ном ' 1 / 1 ном

где п - номинальный КПД насоса; q = Q/Q - от-

1ном ^ ^12^ Л^ном

носительное значение подачи насоса; Q - номи-

ном

нальная подача.

На рис. 1 приведены графики изменения КПД насоса НМ-10000-210, построенные по выражению (15) для нескольких фиксированных значений скорости вращения (V = 1,0; V = 0,8) q [12], а также при переменном значении V = q. При снижении скорости вращения насоса максимальное значение КПД смещается в область меньших подач. Причем, если в относительных величинах изменение скорости вращения и подачи происходит на одно и то же значение (V = q), то, как это следует из (15), КПД насоса при частотном регулировании остается постоянным и равным его максимально возможному

(номинальному) значению. В реальных режимах перекачки скорость вращения регулируемого насоса и производительность трубопровода связаны выражениями (1), (13) или (14). При этом условие

V = q не выполняется, и КПД регулируемого насоса будет отличаться от его максимального значения. Для оценки реальных значений КПД насоса при частотном регулировании необходимо в выражение (15) подставить значение производительности трубопровода из выражения (4). Тогда для КПД насоса при ЧРЭП получим:

1

а,

ЁКг^2) + 4

•7h0M-V.

При выборе числа и места установки ЧРЭП необходимо проверять значения КПД как нерегулируемых насосов по выражению (15) при V = 1 либо по

выражениям, приведенным в [8], так и КПД регулируемого насоса по выражению (16). При этом целесообразно, чтобы КПД насосов не снижался ниже минимально допустимого значения цдо„.

П ^ Пдоп .

7. Места установки ЧРЭП и частоты вращения МН должны быть оптимальными. Это означает, что из нескольких возможных вариантов расположения ЧРЭП на НПС технологического участка должен быть выбран такой, при котором регулирование частоты вращения обеспечивает наибольший технико-экономический или иной эффект.

Приведенные выражения (5)-(17) позволяют все ограничения на технологические параметры, обусловленные требованиями технологического режима, представить в функции частоты вращения НА.

Выводы

1. Сформулированы требования к месту установки и диапазону частотного регулирования магистральных насосов НПС. При этом требования к напорам, подпорам и КПД НА, обусловленные особенностями технологического режима перекачки, преобразованы в требования к частоте вращения регулируемых магистральных насосов.

2. Приведены аналитические выражения для выбора частоты вращения регулируемых НА как с учетом требуемых значений производительности нефтепровода, так и с учетом требований к допустимому диапазону частоты вращения НА.

Список литературы

1. Туманский А.П. Оптимизация режимов перекачки по магистральным трубопроводам с перекачивающими станциями, оборудованными частотнорегулируемым приводом [Текст] / А.П. Туманский // Транспорт и хранение нефтепродуктов. - 2005. -№ 8. - С. 11-14.

2. Сокол Е.И. Опыт разработки и внедрения преобразователей частоты для регулируемого электропривода насосных агрегатов МН [Текст] / Е.И. Сокол, А.Ю. Бару, Ж.К. Лукпанов // Электротехника. - 2004. - № 7. - С. 52-57.

3. Шабанов В.А. Алгоритм оценки эффективности частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов эксплуатируемых нефтепроводов по критерию снижения расхода электроэнергии [Текст] / В.А. Шабанов, Э.Ф. Хакимов, С.Ф. Шарипо-ва // Электротехнические и информационные комплексы и системы. - 2013. - № 2. - т. 9. - С. 34 - 42.

4. Шабанов В.А. Критерии эффективности частотно-регулируемого электропривода магистральных насосов на нефтеперекачивающих станциях [Текст] / В.А. Шабанов, С.Ф. Шарипова // Электротехнические и информационные комплексы и системы. - 2013. - № 1. - т. 9. - С. 38-43.

5. Шабанов В.А. Определение нижней границы диапазона частотного регулирования электродвигателей магистральных насосов [Электронный ресурс] / В.А. Шабанов, О.В. Кабаргина // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2010.

- № 2. - URL: http://www.ogbus.ru/authors/Shabanov/ Shabanov_3.pdf - 8 с.

6. Гольянов А.И. Выбор рационального режима работы магистрального трубопровода [Текст] / А.И. Гольянов, А.В. Михайлов, А.М. Нечваль, А.А. Гольянов // НИС «Транспорт и хранение нефтепродуктов». - М.: ЦНИИТЭнефтехим, 1998. -№ 10. - С. 16-18.

7. Шабанов В.А. Определение мест расстановки частотно-регулируемых электроприводов при заданном числе насосов [Текст] / В.А. Шабанов, О.В. Бондаренко, З.Х. Павлова // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012. - № 3 (89). - С. 87-92.

8. Нечваль А.М. Основные задачи при проектировании и эксплуатации магистральных нефтепроводов: учебное пособие [Текст] / А.М. Нечваль.

- Уфа: Изд-во УГНТУ, 2005. - 81 с.

9. Шабанов В.А. Алгоритмы оптимизации частотно-регулируемых электроприводов магистральных насосов методом покоординатного спуска [Электронный ресурс] / В.А. Шабанов, З.Х. Павлова // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». - 2012. - № 4. - С. 4-9. - URL: http://www. ogbus.ru/authors/Shabanov/Shabanov_11 .pdf.

10. Гафаров Р.Р. Двухуровневая система оптимизации работы нефтеперекачивающих станций на участке магистрального нефтепровода [Текст] / Р.Р. Гафаров, О.Е. Данилин // Нефтегазовое дело. - 2008.

- т. 6. - № 2. - С. 105-112.

11. Гришин А.П. Коэффициент полезного действия частотно-регулируемого электронасоса. [Текст] / А.П. Гришин, В.А. Гришин // Научные труды. - Том 89. - М: ВИЭСХ, 2004. - С. 118-127.

12. Шабанов В.А. К вопросу о выборе оптимального режима работы магистрального насоса с частотно-регулируемым приводом [Текст] / В.А. Шабанов, А.А. Ахметгареев // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. - 2012.

- № 3 (89). - С. 119-127.