Повышение энергоэффективности транспорта нефти с помощью применения насосов, оборудованных частотно-регулируемым приводом

Размещено на http://www.allbest.ru/

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ

ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) «Нефтегазовое дело»

Профиль «Эксплуатация и обслуживание объекта транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» Отделение Нефтегазового дела

Бакалаврская работа

Тема работы: «Повышение энергоэффективности транспорта нефти с помощью применения насосов, оборудованных частотно-регулируемым приводом»

Студент Кузнецов А.А.

Руководитель Брусник О.В.

Профессор Трубникова Н.В.

Ассистент Черемискина М.С.

Томск - 2019 г



ТРЕБОВАНИЯ К РЕЗУЛЬТАТАМ ОСВОЕНИЯ ПРОГРАММЫ БАКАЛАВРИАТА

Нефтегазовое дело

Планируемые результаты обучения

Код результата	Результат обучения (выпускник должен быть готов)	Требования ФГОС, критериев и/или заинтересованных сторон
В соответствии с универсальными, общепрофессиональными и профессиональными компетенциями
Общие по направлению подготовки 21.03.01 «Нефтегазовое дело»
Р1	Применять базовые естественнонаучные, социальноэкономические, правовые и специальные знания в области нефтегазового дела, самостоятельно учиться и непрерывно повышать квалификацию в течение всего периода профессиональной деятельности	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-1, УК-2, УК-6, УК-7, ОПК-1,ОПК2), (EAC-4.2, ABET-3A, ABET-3i).
Р2	Решать профессиональные инженерные задачи на основе информационной и библиографической культуры с применением информационнокоммуникационных технологий и с учетом основных требований информационной безопасности	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-2, УК3,УК-4, УК-5,УК-8, ОПК2, ОПК-6, ОПК-7).
в области производственно-технологической деятельности
Р3	Применять процессный подход в практической деятельности, сочетать теорию и практику при эксплуатации и обслуживании технологического оборудования нефтегазовых объектов	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-1, УК-2, ОПК-2, ОПК-3, ОПК-5, ПК-1, ПК-2, ПК-3, ПК-6, ПК-7,ПК-8,ПК-9, ПК-10, ПК-11).
Р4	Оценивать риски и определять меры по обеспечению безопасности технологических процессов в практической деятельности и применять принципы рационального использования природных ресурсов и защиты окружающей среды в нефтегазовом производстве	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-8, ОПК-6, ПК-12, ПК-13, ПК-14, ПК-15).
в области организационно-управленческой деятельности
Р5	Эффективно работать индивидуально и в коллективе по междисциплинарной тематике, организовывать работу первичных производственных подразделений, используя принципы менеджмента и управления персоналом и обеспечивая корпоративные интересы	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-3, УК-8, ОПК-3, ОПК-7, ПК16,ПК-17, ПК-18), (EAC-4.2-h), (ABET-3d).
Р6	Участвовать в разработке организационнотехнической документации и выполнять задания в области сертификации нефтегазопромыслового оборудования	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ ( УК-2, ОПК-1, ОПК-2, ОПК-7, , ПК-19, ПК20, ПК-21, ПК-22).
в области экспериментально-исследовательской деятельности
Р7	Получать, систематизировать необходимые данные и проводить эксперименты с использованием современных методов моделирования и компьютерных технологий для решения расчетноаналитических задач в области нефтегазового дела	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-1, УК-2, ОПК-4, ОПК-5, ОПК-6, ПК-23, ПК-24, ПК-25, ПК-26).
в области проектной деятельности
Р8	Использовать стандартные программные средства для составления проектной и рабочей и технологической документации объектов бурения нефтяных и газовых скважин, добычи, сбора, подготовки, транспорта и хранения углеводородов	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (УК-2, ОПК-3, ОПК-5, ОПК-6, ПК-27, ПК-28, ПК-29, ПК-30), (ABET-3c), (EAC-4.2-e).
Код результата	Результат обучения (выпускник должен быть готов)	Требования ФГОС, критериев и/или заинтересованных сторон
Профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»
Р9	Применять диагностическое оборудование для проведения технического диагностирования объектов ЛЧМГ и ЛЧМН	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (ОПК-4, ОПК-5, ПК-9,ПК-14), требования профессионального стандарта 19.016 "Специалист по диагностике линейной части магистральных газопроводов".
Р10	Выявлять неисправности трубопроводной арматуры, камер пуска и приема внутритрубных устройств, другого оборудования, установленного на ЛЧМГ и ЛЧМН	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (ОПК-5, ОПК-6, ПК-9, ПК-11), требования профессионального стандарта 19.010 "Специалист по транспортировке по трубопроводам газа".
Р11	Оценивать результаты диагностических обследований, мониторингов, технических данных, показателей эксплуатации объектов ЛЧМГ и ЛЧМН	Требования ФГОС ВО, СУОС ТПУ (ОПК-6, ОПК-7, ПК-4, ПК-7, ПК- 13), требования профессионального стандарта 19.010 "Специалист по транспортировке по трубопроводам газа".

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Эксплуатация и обслуживание объекта транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» Отделение Нефтегазового дела УТВЕРЖДАЮ:

Руководитель ООП ОНД ИШПР

Брусник О.В._ (Подпись) (Дата) (Ф.И.О.)

ЗАДАНИЕ на выполнение выпускной квалификационной работы В форме:

бакалаврской работы
Студенту:
Группа	ФИО
2Б5А	Кузнецову Андрею Алексеевичу



Тема работы:

«Технологии транспортировки высоковязкой нефти по магистральному нефтепроводу в условиях Крайнего Севера»
Утверждена приказом директора (дата, номер)	931/с
Срок сдачи студентом выполненной работы:	5.06.2019 г.

ТЕХНИЧЕСКОЕ ЗАДАНИЕ:

Исходные данные к работе (наименование объекта исследования или проектирования; производительность или нагрузка; режим работы (непрерывный, периодический, циклический и т. д.); вид сырья или материал изделия; требования к продукту, изделию или процессу; особые требования к особенностям функционирования (эксплуатации) объекта или изделия в плане безопасности эксплуатации, влияния на окружающую среду, энергозатратам; экономический анализ и т. д.).	Процесс магистрального трубопроводного транспорта нефти. Трубопровод «Ленинск-Нурлино»; технологии регулирования режима перекачки; технология частотного-регулирования.
Перечень подлежащих исследованию, проектированию и разработке вопросов (аналитический обзор по литературным источникам с целью выяснения достижений мировой науки техники в рассматриваемой области; постановка задачи исследования, проектирования, конструирования; содержание процедуры исследования, проектирования, конструирования; обсуждение результатов выполненной работы; наименование дополнительных разделов, подлежащих разработке; заключение по работе).	Обзор литературных источников по проблеме оптимизации транспортировки нефти, перспективам развития технологий и трудностям, возникающим в процессе перекачки. Изучение объекта «Ленинск-Нурлино», свойств перекачиваемой среды, транспортируемой по объекту, параметров перекачки и сложностей процесса перекачки; Сравнительный анализ технологий перекачки и их применения в условиях заданного объекта с целью выявления наиболее подходящего метода для выбранного участка нефтепровода. Обзор основ расчета эффективности применения частотно-регулируемого привода. Выбор необходимой относительной частоты вращения для оптимальной производительности трубопровода; Анализ полученных результатов, разработка рекомендаций по применению технологии с целью повышения производительности трубопровода. Обсуждение результатов выполненной работы. Разработка разделов «финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение», «социальная ответственность». Заключение и выводы по работе.
Перечень графического материала (с точным указанием обязательных чертежей)
Консультанты по разделам выпускной квалификационной работы (с указанием разделов)
Раздел	Консультант
«Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»	Трубникова Н.В. профессор отделения СГН
«Социальная ответственность»	Черемискина М.С. ассистент
Названия разделов, которые должны быть написаны на русском и иностранном языках: реферат
Дата выдачи задания на выполнение выпускной квалификационной работы по линейному графику	17.12.2019 г.

Задание выдал руководитель:

Должность	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
доцент	Брусник О.В.	к.п.н.		17.12.2019 г.
Задание принял	к исполнению студент:
Группа	ФИО		Подпись	Дата
2Б5А	Кузнецов Андрей Алексеевич		17.12.2019 г.

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА «ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ»

Студенту:

Группа	ФИО
2Б5А	Кузнецову Андрею Алексеевичу



Школа	ИШПР	Отделение школы (НОЦ)	Нефтегазового дела
Уровень образования	Бакалавриат	Направление/специальность	21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»

Исходные данные к разделу «Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение»:
1. Стоимость ресурсов научного исследования (НИ): материально-технических, энергетических, финансовых, информационных и человеческих	1. Виды и стоимость ресурсов: Материально-технические ресурсы: 1085 руб. Человеческие ресурсы: 2 человека, общая стоимость суммы зарплат и отчислений на социальные нужды - 139359 руб.
2. Нормы и нормативы расходования ресурсов	2. Устанавливаются в соответствии с заданным уровнем нормы оплат труда: 30% премии; 20% надбавки; 20% дополнительная заработная плата; 16% накладные расходы; 1,3 районный коэффициент.
3. Используемая система налогообложения, ставки налогов, отчислений, дисконтирования и кредитования	3. Коэффициент отчислений на уплату во внебюджетные фонды - 30%. Ставка налога на прибыль 20 %; Налог на добавленную стоимость 20%
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Оценка коммерческого потенциала, перспективности и альтернатив проведения НИ с позиции ресурсоэффективности и ресурсосбережения	1. Проведение предпроектного анализа. Определение целевого рынка и проведение его сегментирования. Анализ конкурентных технических решений
2. Планирование и формирование бюджета научных исследований	2. Определение этапов работ; определение трудоемкости работ; разработка графика Ганта; . Составление календарного плана проекта. Формирование бюджета НТИ
3. Определение ресурсной (ресурсосберегающей), финансовой, бюджетной, социальной и экономической эффективности исследования	3. Определение показателей ресурсоэффективности научного исследования
Перечень графического материала 5.06.19 (с точным указанием обязательных чертежей):



5.06.19

5.06.19

Оценка конкурентоспособности технических решений

Альтернативы проведения НИ

График проведения и бюджет НИ

Оценка ресурсной, финансовой и экономической эффективности НИ

Дата выдачи задания для раздела по линейному графику

Задание выдал консультант:

Должность	ФИО	Ученая степень, звание		Подпись	Дата
Профессор ОСГН	Трубникова Н.В.	Д.и.н., доцент
Задание принял к испо	лнению студент:
Группа		ФИО			Подпись	Дата
2Б5А		Кузнецов А.А.

ЗАДАНИЕ ДЛЯ РАЗДЕЛА

«СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ» Студенту:

	Группа	ФИО
2Б5А		Кузнецову Андрею Алексеевичу

Инженерная школа	Природных ресурсов	Отделение	Нефтегазового дела
Уровень образования	бакалавриат	Направление/специальность	21.03.01 «Нефтегазовое дело» профиль «Эксплуатация и обслуживание объектов транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки»



Исходные данные к разделу «Социальная ответственность»:
1 Характеристика объекта исследования (вещество, материал, прибор, алгоритм, методика, рабочая зона) и области его применения	Объектом исследования данной работы является магистральная нефтеперекачивающая станция.
Перечень вопросов, подлежащих исследованию, проектированию и разработке:
1. Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности: специальные (характерные при эксплуатации объекта исследования, проектируемой рабочей зоны) правовые нормы трудового законодательства; организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны.	Рассмотреть специальные правовые нормы трудового законодательства. Рассмотреть организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны.
2. Производственная безопасность: Анализ выявленных вредных и опасных факторов. Обоснование мероприятий по снижению воздействия.	Вредные факторы: 1.Недостаточное освещение рабочей зоны 2.Превышение уровня шума 3.Превышение уровня вибрации Опасные факторы: 1.Пожаровзрывобезопасность 2. Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования 3.Электрический ток
3. Экологическая безопасность:	Эксплуатация нефтеперекачивающих станций сопровождается: загрязнением поверхностных водных источников и подземных вод; загрязнение почвенно-растительного покрова; загрязнением атмосферного воздуха;
4. Безопасность в чрезвычайных ситуациях:	разработка превентивных мер по предупреждению ЧС; рассмотрения сценария наиболее вероятной ЧС; указание действий в результате возникшей ЧС.

Дата выдачи задания для раздела по линейному графику
Задание выдал консультант:
Должность	ФИО	Ученая степень, звание		Подпись	Дата
Ассистент	Черемискина М.С
Задание принял к исполнению студент:
Группа	ФИО		Подпись	Дата
2Б5А	Кузнецов Андрей Алексеевич

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации Федеральное государственное автономное образовательное учреждение высшего образования

«НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Инженерная школа природных ресурсов (ИШПР)

Направление подготовки (специальность) 21.03.01 «Нефтегазовое дело»

Профиль «Эксплуатация и обслуживание объекта транспорта и хранения нефти, газа и продуктов переработки» Уровень образования бакалавриат

Отделение Нефтегазового дела

Период выполнения (осенний / весенний семестр 2018/2019 учебного года)

Форма представления работы: бакалаврская работа

КАЛЕНДАРНЫЙ РЕЙТИНГ-ПЛАН выполнения выпускной квалификационной работы

Срок сдачи студентом выполненной работы:	3.06.2019г

Дата контроля	Название раздела (модуля) / вид работы (исследования)	Максимальный балл раздела (модуля)
17.12.2018	Введение	10
27.12.2018	Обзор литературы	9
8.02.2019	Характеристика объекта исследования	8
21.02.2019	Анализ современной технологий транспортировки нефти	10
01.03.2019	Выбор оптимального решения проблемы для исследуемого объекта	13
01.04.2019	Расчетная часть	10
7.05.2019	Социальная ответственность	10
13.05.2019	Финансовый менеджмент, ресурсоэффективность и ресурсосбережение	10
17.05.2019	Заключение	10
19.05.2019	Презентация	10
	Итого	100

Составил преподаватель:

Должность	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
доцент	Брусник О.В..	к.п.н,доцент		17.12.2018
СОГЛАСОВАНО:
Руководитель ООП	ФИО	Ученая степень, звание	Подпись	Дата
ОНД ИШПР	Брусник О.В.	к.п.н, доцент		17.12.2018

Определения, сокращения, нормативные ссылки Определения:

Линейная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): составная часть магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), состоящая из трубопроводов (включая запорную и иную арматуру, переходы через естественные и искусственные препятствия), установок электрохимической защиты от коррозии, вдольтрассовых линий электропередач, сооружений технологической связи и иных устройств и сооружений, предназначенная для транспортировки нефти (нефтепродуктов).

Магистральный нефтепровод (нефтепродуктопровод): единый производственно-технологический комплекс, состоящий из трубопроводов и связанных с ними перекачивающих станций, других технологических объектов, соответствующих требованиям действующего законодательства Российской Федерации в области технического регулирования, обеспечивающий транспортировку, приемку, сдачу нефти (нефтепродуктов), соответствующих требованиям нормативных документов, от пунктов приема до пунктов сдачи потребителям или перевалку на другой вид транспорта.

Пропускная способность нефтепровода: количество нефти, проходящее по газопроводу за единицу времени.

Перекачивающая станция магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода): объект магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода), включающий комплекс зданий, сооружений и устройств для приема, накопления, учета и перекачки нефти (нефтепродуктов) по магистральному нефтепроводу (нефтепродуктопроводу).

Перекачка нефти: процесс перемещения нефти (нефтепродуктов) по трубопроводу.

Частотно-регулируемый привод: система управления частотой вращения ротора асинхронного (или синхронного) электродвигателя.

Эксплуатация магистрального нефтепровода

(нефтепродуктопровода): использование магистрального нефтепровода (нефтепродуктопровода) по назначению, определенному проектной документацией.

Сокращения:

ЛАРН - ликвидация аварийных разливов нефти

ЛПУМН - линейно-производственное управление магистральных нефтепроводов

ЛЧ МН - линейная часть магистрального нефтепровода

МН - магистральный нефтепровод

МТ - магистральный трубопровод

НД - нормативная документация

НПС - нефтеперекачивающая станция

НТД - нормативно-техническая документация

ПНС - подпорно-насосная станция

ПЧ - преобразователь частоты

САР - система автоматического регулирования

ТУ - технологический участок

УВ - углеводород

ЧРП - частотно-регулируемый привод

Нормативные ссылки:

ГОСТ Р 57512-2017 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Термины и определения.

РД 153-39.4-056-00 - Правила технической эксплуатации магистральных нефтепроводов

РД-29.160.30-КТН-071-15 Методика оценки эффективности применения частотно-регулируемого электропривода на объектах магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть».

СНиП 2.05.06 - 85. Магистральные трубопроводы : нормативнотехнический материал. - Взамен СНиП II-45-75; 1985 г.

ОР-75.180.00-КТН-039-08 Требования к технологическим схемам нефтеперекачивающих станций, профилям и схемам линейноё части магистральных нефтепроводов ОАО «АК «Транснефть»

РД 153-39.4-113-01 Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов.

ГОСТ Р 55435-2013 Магистральный трубопроводный транспорт нефти и нефтепродуктов. Эксплуатация и техническое обслуживание. Основные положения

ГОСТ 12.2.049-80 ССБТ. Оборудование производственное. Общие эргономические требования.

ГОСТ 12.0.003-2015 ССБТ. Опасные и вредные производственные факторы. Классификация.

ГОСТ 12.1.003-2014 ССБТ. Шум. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.005-88 ССБТ. Общие санитарно-гигиенические требования к воздуху рабочей зоны.

ГОСТ 12.1.006-84 ССБТ. Электромагнитные поля радиочастот. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.007-76 ССБТ. Вредные вещества. Классификация и общие требования безопасности.

ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ. Взрывобезопасность. Общие требования.

ГОСТ 12.1.012-90 ССБТ. Вибрационная болезнь. Общие требования.

ГОСТ 12.1.029-80 ССБТ. Средства и методы защиты от шума.

Классификация.

ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ. Электробезопасность. Защитное заземление, зануление.

ГОСТ 12.1.038-82 ССБТ. Электробезопасность. Предельно допустимые уровни напряжений прикосновения и токов.

ГОСТ 12.2.003-91 ССБТ. Оборудование производственное. Общие требования безопасности.

ГОСТ 12.4.011-89 ССБТ. Средства защиты работающих. Общие требования и классификация.

ГОСТ 12.1.019-2017 ССБТ. Электробезопасность. Общие требования и номенклатура видов защиты.

ГОСТ 17.1.3.13-86. Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных вод от загрязнений.

ГОСТ Р 22.0.01-2016. Безопасность в ЧС. Основные положения.

ГОСТ Р 22.3.03-94. Безопасность в ЧС. Защита населения. Основные положения.

СанПиН 2.2.1/2.1.1.1278-03. Гигиенические требования к естественному, искусственному и совмещённому освещению жилых и общественных зданий

СанПиН 2.2.4.548-96. Гигиенические требования к микроклимату производственных помещений.

СанПиН 2.2.4.3359-16. Санитарно-эпидемиологичемские требования к физическим факторам на рабочих местах.

СанПиН 2.1.6.1032-01. Гигиенические требования к обеспечению качества атмосферного воздуха населенных мест

СН 2.2.4/2.1.8.562-96. Шум на рабочих местах, в помещениях жилых, общественных зданий и на территории застройки.

СН 2.2.4/2.1.8.566-96. Производственная вибрация, вибрация в помещениях жилых и общественных зданий.



РЕФЕРАТ

Выпускная квалификационная работа 105 с., 11 рис., 7 табл., 48 источников.

Ключевые слова: нефть, магистральный нефтепровод,

нефтеперекачивающая станция, оптимизация, насос, насосный агрегат, частотнорегулируемый привод.

Объект исследования: магистральный нефтепровод «Ленинск-Нурлино». Цель работы: выбор оптимального метода повышения энергоэффективности использования насосных агрегатов при транспортировке нефти.

В процессе исследования: был проведен анализ современной системы транспортировки нефти и анализ методов регулирования режима перекачки.

В результате исследования: выполнен расчет режимов перекачки нефтепродукта, на основе которого выбраны оптимальные режимы эксплуатации участка магистрального нефтепродуктопровода «Ленинск-Нурлино» с учетом изменения параметров перекачки. На основании полученных данных определено, что применение частотно-регулируемого привода позволит добиться требуемой подачи с меньшим расходом электроэнергии на перекачку транспортируемой среды.

Область применения: магистральный транспорт нефти и нефтепродуктов.

Экономическая эффективность/значимость работы: снижение потребления электроэнергии на работу насосных агрегатов за счет выбора метода регулирования режима перекачки. Повышение эффективности работы и надежности линейной части за счет оптимизации напорно-расходной характеристики, снижение цикличности нагрузки и плавности пуска и остановки насосных агрегатов.



ABSTRACT

Key words: oil; petrol pipe; oil transfer pumping station; optimization; pump arrangement; variable speed drive;

The object of the study: Leninsk-Nurlino main pipeline.

Work purpose: the choice of the optimal method for improving the energy efficiency of using pumping units for oil transportation.

In the course of the research : the analysis of the modern oil transportation system and the analysis of the methods of regulating the pumping regime were carried out.

As a result of a research: the calculation of oil product transfer modes was performed, on the basis of which the optimal operation modes of the LeninskNurlino main oil product pipeline section were selected taking into account the change in pumping parameters. Based on the data obtained, it is determined that the use of a variable speed drive will allow to achieve the required supply with less power consumption for pumping the transported product.

Applicationfield: main transport of oil and oil products.

Economic efficiency / importance of work: Reducing electricity consumption for pumping units by choosing a method for controlling the pumping mode. Improving the efficiency and reliability of the linear part by optimizing the pressure-flow characteristics, reducing the cyclical nature of the load and the smooth start and stop of pumping units.



ОГЛАВЛЕНИЕ

ВВЕДЕНИЕ

1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ

1.1 Общие положения

1.2 Перекачка нефти насосными агрегатами

1.2.1 Насосы. Основные положения, типы, характеристики

1.2.2 Нефтеперекачивающие станции

2. АНАЛИЗ ИМЕЮЩИХСЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1 Режим работы нефтепровода

2.2 Ступенчатые методы регулирования

2.3 Плавные методы регулирования

3. ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА

3.1 Критерии эффективности применения частотно-регулируемого привода

3.1.1 Определение снижения расхода и затрат на оплату

3.1.2 Оценка изменения межремонтных интервалов, сроков службы и снижения затрат на ремонт электродвигателей

3.1.3 Оценка изменения межремонтных интервалов, сроков службы и снижения затрат на ремонт трубопроводов

3.2 Изменение частоты вращения рабочего колеса насоса как способ максимизации кпд

3.3 Система автоматического управления насосным агрегатом, оборудованным частотно-регулируемым приводом

4. Расчет энергоэффективности применения ЧРП

4.1 Исходные данные плотность нефти - 872,21 кг/м3

4.2 Определение суточной производительности нефтепровода, развиваемого напора и потерь на трение

4.3 Определение требуемой частоты вращения регулируемого МНА, потери напора в трубопроводе в режимах с использованием ЧРП

4.4 Определение кпд магистральных насосов в режимах с использованием ЧРП

4.5 Определение снижения расхода и затрат на оплату электроэнергии на перекачку за счет использования ЧРП

5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности

5.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства

5.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны

5.2 Производственная безопасность

5.3 Экологическая безопасность

5.3.1 Охрана гидросферы

5.3.2 Охрана литосферы

5.3.3 Охрана атмосферы

6. ФИНАНСОВЫЙ МЕНЕДЖМЕНТ, РЕСУРСОЭФФЕКТИВНОСТЬ И РЕСУРСОСБЕРЕЖЕНИЕ

6.1 Анализ конкурентных технических решений

6.2 Планирование работ по проведению вибродиагностики технологической обвязки насосного агрегата

6.3 Определение трудоемкости выполнения работ

6.4 Разработка графика проведения проекта

6.5 Бюджет затрат на исследование

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ



ВВЕДЕНИЕ

Транспортировка нефти и нефтепродуктов характеризуется существенными затратами на электроэнергию. «Транснефть» -- крупнейшая в мире нефтепроводная компания, владеет 68,4 тыс. километров магистральных трубопроводов, 507 перекачивающими станциями, 24,4 млн кубометров резервуарных ёмкостей. Компания транспортирует 84% добываемой в России нефти и 26% производимых светлых нефтепродуктов. «Транснефть» - очень крупный потребитель электричества, ежегодно компания потребляет более 14 миллиардов кВт/ч - это составляет более одного процента от всей расходуемой в России электроэнергии. Следует сказать, что трубопроводная система РФ продолжает расширяться, следовательно, увеличивается и потребность в электроэнергии. Поэтому эффективность использования электроэнергии будет во многом определять экономическую эффективность компании. Показатель затрат компании на электроэнергию в 2017 году равен 41 718 млн. рублей, что составляет 8,8% от общих затрат и является вторым по величине в списке операционных расходов компании после расходов на оплату труда[1].

Для реализации цели и задач энергетической политики государства по сокращению удельной энергоёмкости предприятий в системе трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в период 2009-2017 гг. была сформирована и реализована программа энергосбережения и повышения энергетической эффективности с суммарной экономией более 450 тыс. тонн условного топлива. В 2017 году снижение удельного потребления электроэнергии на транспорт нефти составило 0,5%. Согласно целям ПАО «Транснефть» до 2022 года должно поддерживаться ежегодное снижение на том же уровне.

Одним из мероприятий, вошедших в Программу энергосбережения ПАО «Транснефть», является оптимизация технологических процессов перекачки нефти за счёт повышения КПД насосов и применения частотно-регулируемых приводов (ЧРП) на магистральных насосных агрегатах.

В ходе данной работы рассматривается вариант метода управления магистральными насосными агрегатами, который обеспечивает энергосберегающий режим их эксплуатации при максимизации КПД насосов в автоматическом режиме. Были описаны преимущества использования ЧРП; исходя из теории подобия центробежных машин и аппроксимации зависимостей «КПД- подача» и «напор-подача», был обоснован метод управления агрегатом изменением частоты вращения. В ходе обоснования определяются формулы для расчёта режимных значений напора и подачи при работе насоса с максимальным КПД, а также формула расчёта частоты вращения рабочего колеса насоса для данных параметров.

В итоге работы был рассмотрен вариант системы, непрерывно осуществляющей корректировку частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса по виду гидравлической характеристики в автоматическом режиме с целью поддержания максимального КПД.

Целью работы является повышение энергоэффективности

использования насосных агрегатов при транспортировке нефти

Для решения цели были сформулированы следующие задачи:

Изучить нормативно-техническую документацию и специальную литературу по данной тематике;

Провести анализ методов регулирования режимов работы МН;

Обосновать выбор оптимального метода;

Провести расчёт эффективности применения ЧРП на МН



1. ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА НЕФТИ

1.1 Общие положения

На данный момент применяется четыре основных способа транспортировки: железнодорожный, водный, автомобильный и трубопроводный. Использование определенного способа зависит от соблюдения ряда факторов, основными из которых являются бесперебойность подачи и себестоимость транспортировки.

Трубопроводный транспорт наиболее экономичный вид транспортировки на дальние расстояния, который обладает низкими операционными издержками. Данный способ подходит также и для транспортировки разных нефтепродуктов. Так, например, пропускная способность нефтепровода диаметром 1200 мм равен 80-90 млн. т в год при средней скорости перемещения потока нефти 10-12 км/ч.

В настоящий момент через трубопроводы перекачивается более 90% добываемой в России нефти (546,7 млн.т. на 2017 год). Лидирующая компания по транспортировки нефти в России ПАО «Транснефть», транспортирующая 84% всей добываемой нефти, обладает протяженностью магистральных трубопроводов более 68 тысяч километров.[1]

Достоинствами данного вида транспорта являются:

Круглосуточная непрерывная транспортировка нефти

Наиболее экономичная транспортировка на дальние расстояния

Большая степень автоматизации процесса

Снижение потерь транспортируемого продукта

Прокладка трубопровода по кратчайшему пути



Магистральным может называться трубопровод протяженностью не менее 50 км и диаметром от 220 мм. Магистральные нефте и нефтепродуктопроводы, исходя из диаметра трубопровода, делятся на четыре класса [2]:

К I классу относятся трубопроводы диаметром более 1000 мм.; ко II классу - трубопроводы диаметром 1000-500 мм.; к III классу - трубопроводы диаметром 500-300 мм.; к IV классу - трубопроводы диаметром менее 300 мм.

СНиП 2.05.07 - 85 определяет для магистральных нефтепроводов категории, которые требуют установления определённых прочностных характеристик на любом участке трубопровода. Также данный документ определяет и категорийность определённых участков МН, отличающихся своими специфическими условиями эксплуатации трубопровода (переходы через водные преграды, косогорные участки, переходы через железнодорожные и автомобильные дороги). В состав магистральных нефтепроводов входят: линейные сооружения, головные и промежуточные перекачивающие и наливные насосные станции и резервуарные парки.

1.2 Перекачка нефти насосными агрегатами

1.2.1 Насосы. Основные положения, типы, характеристики

Насосом представляет собой гидравлическую машину, в которой энергия, поступаемая извне (механическая или электрическая) трансформируется в энергию потока жидкости. В свою очередь насосным агрегатом - это уже насос, двигатель или устройство для передачи мощности от двигателя к насосу, соединенные в единый узел.

Нефтяные насосы отличает от других насосов, прежде всего, специфическими условиями работы. При перекачке нефти узлы и агрегаты нефтяных насосов подвергаются воздействию нефтяных углеводородов, широкого диапазона температур и высокого давления. Особым условием перекачки является вязкость нефтепродуктов, насосы должны осуществлять перекачку транспортируемой среды с вязкостью до 2000 сСт.

По принципу действия насосы классифицируются на 2 группы: динамические и объемные.

В динамических насосах рабочий орган воздействует на жидкость в рабочей камере, в результате чего жидкость приобретает энергию. К динамическим насосам относятся:

лопастные (центробежные, диагональные и осевые); в них лопасти рабочего колеса непрерывно воздействуют на поток жидкости;

вихревые, в них вихри, срываясь с канавок рабочего колеса, непрерывно воздействуют на поток жидкости;

струйные, в данных насосах струя жидкости или газа, несущая большую кинетическую энергию, подводится извне и воздействует на поток жидкости;

вибрационные, в них клапан-поршень посредством высокочастотного возвратно-поступательного движения

(колебания) воздействует на поток жидкости;

В объемных насосах иной принцип передачи энергии потоку. В них рабочий орган, циклично изменяя объем рабочей камеры, действует на жидкость. К таким можно отнести:

поршневые и плунжерные, в них рабочим органом служит поршень или соответственно плунжер, совершающий «ход» (возвратно-поступательное движение) в рабочей камере

? роторные, в них поверхности шестерен или винтовых канавок, которые располагаются на периферии ротора, оказывают периодическое силовое воздействие.

Две ключевые величины (подачу (Q) и напор (Н)) называют основными энергетическими параметрами насоса. Подача отражает расход жидкости, то есть объем, проходящий в единицу времени через насос. А напор показывает приращение механической энергии жидкости, вызванное развиваемым рабочим органом насоса давлением.

где p1, p2 - давление жидкости в сечениях до и после насоса; х1, х2 - скорость жидкости в тех же сечениях; р - плотность жидкости;

z - расстояние по вертикали между точками замера p1 и р2; g - ускорение свободного падения;

N - мощность, потребляемая насосом мощность.

Полезная мощность насоса - это мощность, сообщаемая насосом перекачиваемой жидкости:

???? = ???? = ????????, (1.2)

где р - давление, развиваемое насосом.

Полезная мощность насосного агрегата - это мощность, сообщаемая рабочей среде насосным агрегатом:

??Н = ???? ??дв ??пер , (1.3)

где Na - потребляемая мощность насосного агрегата (определяется путем измерения энергии, подводимой от двигателя);

здв зпер - коэффициент полезного действия двигателя привода и передачи от двигателя к насосу.

Коэффициент полезного действия з есть отношение полезной мощности NП к потребляемой мощности насоса и учитывает потери энергии в насосе:



КПД насосного агрегата - это отношение полезной мощности насоса к мощности насосного агрегата:

Кавитационный запас насоса Дh характеризует кавитационные качества насоса и представляет превышение удельной энергии на входе в насос над удельной энергией, соответствующей давлению насыщенных паров жидкости при температуре перекачки:

где рS - давление насыщенных паров жидкости

1.2.2 Нефтеперекачивающие станции

НПС (нефтеперекачивающая станция) - это комплекс различного рода оборудования и сооружений, главным образом предназначенный для создания (с помощью насосов) в трубопроводе давления достаточного для транспортировки определенного количества нефти до конечной точки.

Для приема нефти и производства дальнейшей транспортировки в непосредственной близости от нефтепромыслов располагаются головные нефтеперекачивающие станции (ГНПС). А для создания советующего давления (повышения его по ходу перекачки) на всей дине нефтепровода располагаются промежуточные НПС, которые размещаются исходя из гидравлического расчёта. Принципиальная технологическая схема ГНПС показана на рисунке 1.

Рисунок 1.1 «Технологическая схема ГНПС»

Головные НПС можно назвать самой ответственной частью системы перекачки в МН, так как на них совершаются следующие операции: прием/учёт нефти, хранение нефти в резервуарах, запуск внутритрубных устройств (ВТУ), фильтрация продукта на специальных площадках (подготовка к дальнейшему транспорту), закачка нефти в систему МН. Для осуществления данных операций на НПС располагает технологическое (основное) и вспомогательное оборудование.

К основному оборудованию НПС относится:

резервуарный парк (РП);

узел фильтров -- грязеуловителей;

магистральная насосная (МНС);

подпорная насосная;

система сглаживания волн давления ;

технологическая сеть нефтепроводов и запорно-регулирующая арматура (ЗРА);

регуляторы давления;

камеры пуска-приема очистных устройств и средств диагностики.

А в свою очередь к вспомогательному относится:

сооружения для обеспечения водоснабжения;

узел связи;

административно -- хозяйственные здания;

сооружения по водоотведению бытовых и промышленно-ливневых стоков

ремонтные и механические мастерские;

пожарное депо;

трансформаторная;

котельная с тепловой сетью;

складские помещения, гаражи и т.д.

Промежуточные НПС обладают практически всеми теми же объектами, что ГНПС, но, если вместимость резервуаров ГНПС составляет 2-3 суточных объема перекачки, то у резервуаров промежуточных НПС значительно ниже, или они вообще отсутствуют. Помимо этого, на промежуточных НПС могут отсутствовать узлы учета и подпорная насосная (в случае отсутствия резервуарного парка).

Перемещение транспортируемой среды посредством применения насосов по определенной схеме и называется перекачка. Размещение и соединение насосов и резервуаров имеет различные конфигурации, так можно назвать следующие основные системы перекачки нефти и нефтепродуктов: постанционную, с подключенным резервуаром, из насоса в насос, через резервуар (рис. 2)[3,4].



Рис. 1.2. «Системы перекачки нефти и нефтепродуктов»

1- резервуар; 2-насосный цех; а- постанционная; б- через резервуар; в- с подключенным резервуаром; г- “ из насоса в насос”.

Постанционная схема (рис.3) характеризуется перекачкой, когда нефть поочередно поступает в один резервуар, а откачивается уже из другого. С помощью данной системы можно достаточно точно учитывать нефть (по уровню в резервуаре). За счёт процесса отстаивания в резервуаре добиваются большой степени разгазирования и удаления лишней воды. Однако присутствуют значительные потери вследствие регулярные заполнений и опорожнений (большие дыхания). Также недостатком являются больший капитальные затраты из-за металлоемкости на стадии строительства.

Рис.1.3. «Схема постанционной перекачки»

Схема перекачки через резервуар (рис.4) отличается от предыдущей тем, что пришедшая в резервуар нефть от предыдущей НПС сразу же откачивается из него для дальнейшего транспорта. Таким образом, резервуар выступает в роли буферной емкости, в случае несинхронной работы НПС. Преимуществом данной схемы можно назвать возможность удаления воздуха, частичное удаление воды и мехпримесей.

Рис 1.4. «Перекачка через резервуар»

Недостатком будет увеличение интенсивности потерь от «малых дыханий», возможность «больших дыханий» в случаях, когда НПС работают несинхронно и резервуар будет достаточно наполняться. Капитальные затраты чуть меньше чем при постанционной перекачке, так как требуется меньшее число резервуаров.

Рис 1.5. Перекачка с подключенным резервуаром

При перекачке по схеме «с подключенным резервуаром» (рис. 5) основная часть траснпортируемого продукта через резервуар не перекачивается, для этого предусмотрен специальный отвод.

Резервуар служит для сглаживания разности расходов соседних станций. В случае, когда расходы нефти равны, уровень продукта в резервуаре не меняется.

Рис 1.6. Перекачка из насоса в насос используется при отключении резервуаров промежуточных НПС.



Плюсом схемы будет уменьшение потерь от испарения нефти, которые в будут в основном зависеть от «малых дыханий».

Схема перекачки «из насоса в насос» (рис. 6)

В данном случае резервуары промежуточных НПС с помощью задвижек отключаются от магистрали и используются только для приема нефти во время аварии или ремонта. Ввиду отсутствия резервуаров исключаются потери от дыханий в резервуарах. Однако перекачка по схеме из насоса в насос требует обеспечения синхронизации объема перекачиваемого продукта на всех НС.



2. АНАЛИЗ ИМЕЮЩИХСЯ МЕТОДОВ РЕГУЛИРОВАНИЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ

2.1 Режим работы нефтепровода

Режим работы нефтепровода определяетсяпов мет совместнымсхему решением уравнений мжн , описывающих тблиц гидравлическую характеристикусхемы линейныхпортных участков трубопровода орежи и напорнуюк пстав характеристику перекачивающихсхемы станцийжения . При этом должны орежи учитыватьсяфиновых разрешенные давленияормативый , определяемыесхемы исходя из техническоговелич состояния тблиц трубопровода на каждомфиновых линейномсхемы участке, а такжедм прив ограниченияк ставп на работу насосовнлиз .

Производительностьк ставп магистрального нефтепроводаано ыз являетсяпривдм величиной, изменяющейсягистрльных м во времениызано . Это изменение вызваноый орматив рядомызано технологических га причин сва , связанных с режимомфиновых работы орежи системы магистральногопривдм нефтепроводасхему , режимом работыпланом нефтегазовыхдолжны месторождений и планомсхемы поставокводе углеводородов потребителям сва .

В качествесупенчаым основных факторов тблиц , непосредственнодолжны влияющих на изменениевелич нагрузкиблицт на рабочих колесахй зм центробежных мжн насосов можнонлиз выделить орежи [5]:

Неравномерность поставоксхемы нефтинлиз и её приёма потребителемсхемы

Изменения нспо вязкости и плотностиый орматив продуктаметоды

Сужение внутреннего мжн диаметравелич в результате образованияяющвлх парафиновыхжения отложений

Ремонтныелиз н работыжима

Внесение изменений га в схему гтскхнич включения насосовводе

Температура нефтей и нефтепродуктов, при транспорте и хранении, изменяется в течении года, что ведёт к изменению пропускной способности МН. Минимальную пропускную способность трубопровод имеет в марте- апреле, когда температура грунта и перекачиваемой нефти наименьшая.

С повышением температуры в весеннее-летний период пропускная способность увеличивается и достигает максимального значения в августе. Практикой установлено, что пропускная способность МН в тёплое время года возрастает до 110-114 % от расчётной (проектной) пропускной способности в зимнее время [6].

Для того чтобы определить во сколько раз изменится пропускная способ-ность МН (при неизменном давлении) при изменении коэффициента кинематической вязкости с н до нн, обусловленную сезонным колебанием температур, разделим новую пропускную способность QН, определённую по на старую Q.

С течением времени, за счёт коррозии и других процессов, способствующих уменьшению толщины стенки трубопровода и появлению других дефектов, несущая способность секций трубопровода уменьшается, что ведёт к необходимости понижать давления на выходе НПС, а, следовательно, к изменению гидравлического уклона МН. Влияние несущей способности на пропускную способность можно выразить через гидравлические уклоны:



В процессе эксплуатации внутренняя полость труб нефтепровода засоряется скоплением воды, парафина, паров, механических примесей. Постепенное нарастание этих скоплений приводит к росту гидравлического сопротивления трубопровода, что неминуемо скажется на пропускной способности последнего. Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра DЭФ или по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е.

Эффективный диаметр показывает, каким должен быть диаметр простого трубопровода, чтобы его гидравлический уклон равнялся фактическому уклону участка и определяется из уравнения c учётом фактического гидравлического уклона МН:

где iФ - фактическая величина гидравлического уклона, которая выражается из уравнения (5.3) по существующим давлениям в начале и конце рассматриваемого участка.

Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка и оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:

Тогда влияние состояния внутренней полости на пропускную способность МН можно оценить следующими зависимостями

Такимано ыз образомый орматив , существует неравномерность тблиц режимаа г работы транорежи спортныхводе систем, выраженнаявелич в изменениивеый бус расхода и давленияспли н в нефтепрй зм оводе во времениано ыз . Поэтомусхемы использование МНА в некоторых сва условияхметоды безизменений можетпов мет бытьый орматив нецелесообразно. Существуетвелич нижнийтакже предел сни жениянлиз КПД ЦН МНА ( примерсхему таблица 2.1 [7]), обусловленныйый орматив необходимсхемы остью сбереженияпланом электроэнергиивебусый при условии, что приводомпортных для ЦН служит электродвигательсупенчаым .

Таблица 2.1 Значениесхему минимальныхй зм нормативных КПД насосовжения

Тип	нспонасоса		Нормативный КПД насосного агрегата орежи ,	Тип	насоссхему а				гистрНормативныйльных м	КПД
									агрегата,
		%, не сплни менее			%, не менеедолжны
НМ 125-550		61,4	НМ	с1800плни -240			77,3
НМ	180портных -500		64,2	НМ 2500-230		80,5
НМ	250методы -475		66,0	НМ	3600ый орматив -230			81,7
НМ	360-460		73,7	НМ	5000портных -210			82,7
НМ	500ано ыз -300		74,7	НМ 7000-210		83,8
НМ	720воде -280		76,5	НМ	10000планом -210		84,0

При проектированиик ставп магистрального нефтепроводажения на основаниисупенчаым технико-экономического обоснования мжн выбираетсяблиц т метод регулированияк ставп режимапланом работы магистральноговелич нефтепровода орежи .

Исходя из уравненияй зм балансасупенчаым напоров [6], для нефтепрвляющх оводов, методывелич регулированияжения можно разделитьтакже на: методыльных мгистр ступенчатого и плавного орежи регулирования мжн.

К ступенчатым относятся сва : изменение тблиц количества работающихжения насосовпов мет НПС, изменение схемыпов мет соединения тблиц насосов на НПС, заменаано ыз роторовгтскхнич насосов, изменение диаметраметоды рабочегожения колеса насосов нспо

При проектированиик ставп магистрального нефтепроводажения на основаниисупенчаым технико-экономического обоснования мжн выбираетсяблиц т метод регулированияк ставп режимапланом работы магистральноговелич нефтепровода орежи .

Исходя из уравненияй зм балансасупенчаым напоров [6], для нефтепрвляющх оводов, методывелич регулированияжения можно разделитьтакже на: методыльных мгистр ступенчатого и плавного орежи регулирования мжн.

К ступенчатым относятся сва : изменение тблиц количества работающихжения насосовпов мет НПС, изменение схемыпов мет соединения тблиц насосов на НПС, заменаано ыз роторовгтскхнич насосов, изменение диаметраметоды рабочегожения колеса насосов нспо

К методамсхемы плавного регулирования га : дросселирование, перепуск части жидкости во всасывающую линию, применение противотурбулентных присадок, регулирование изменением частоты вращения вала насоса.

2.2 Ступенчатые методы регулирования

В настоящее время, как правило, все НПС одного эксплуатационного участка МН укомплектованы насосами одного типа, но с разными диаметрами рабочих колёс, в том числе обточенными. Всё это обеспечивает возможность более тонкого изменения производительности МН (большее число дискретных режимов) при изменении схемы включения насосов. Такой метод регулирования (изменение схемы включения) является самым распространённым.

Из рисунка 2.1 нетрудно заметить, что наибольший расход при работе на трубопровод даёт та схема включения, которая обеспечивает больший напор, при этом при последовательной схеме суммируются напоры, развиваемые каждым отдельным агрегатом, а при параллельной схеме - суммируются подачи, т.е. уменьшается подача каждого из параллельно работающих насосов, а следовательно увеличивается создаваемый ими напор, однако такая схема не позволяет получить напор выше максимально возможного напора для одного насоса.

На МН целесообразно использование последовательного соединения насосов, так как трубопровод имеет достаточно крутую характеристику. При этом последовательно соединённые насосы работают с большей, чем при параллельном соединении, подачей (QB>QC), а также с более высоким суммарным напором (HB>HC) и КПД . Параллельное соединение насосов более предпочтительно при работе на трубопровод с пологой характеристикой (QF>QE, HF>HE).

Таким образом, как правило, под регулированием изменением схемы включения насосов понимается изменение последовательной схемы включения за счёт включения-отключения части агрегатов. Эта операция позволяет дискретно изменить суммарный развиваемый станциями напор на величину, кратную 200-300 метрам.

Рис. 2.1 Совмещенная характеристика МН и НПС при регулировании изменением схемы включения насосов: а - сравнение последовательной и параллельной схемы включения; б - циклическая перекачка

Для обеспечения планового объёма перекачки за расчётный период организуется так называемая циклическая перекачка, при которой эксплуатация МН осуществляется на двух режимах: часть планового

времени ?A перекачка ведется на повышенном режиме с

производительностью QA>Qпл, а остаток времени ?B МН работает на

пониженном режиме с меньшим числом включенных насосов и производительностью QB<Qпл.

Большинство современных магистральных насосов укомплектовано сменными роторами на подачу 0,5·QН , 0,7·QН и 1,25·QН , которые имеют различные характеристики (рис. 2.2). Установка сменных роторов позволяет произвести дискретное изменение напора для каждого магистрального (на 20-30 м) и расхода в МН.

Рис. 2.2. «Характеристики насоса при применении сменных насосов»

Применение сменных роторов является экономичным на начальной стадии эксплуатации нефтепровода, когда не все перекачивающие станции построены, и трубопровод не выведен на проектную мощность (поэтапный ввод нефтепровода в эксплуатацию). Эффект от установки сменных роторов можно получить и при длительном уменьшении объема перекачки. По данным [8] КПД сменных колес ниже номинального для нормального ротора на 3--10%. Снижение КПД связано с дополнительными гидравлическими потерями из-за несоответствия выходной части корпуса и сменного колеса.

Обточка рабочих колес магистральных насосов по наружному диаметру позволяет более тонко регулировать изменение напора насоса и расхода в МН (см. рис. 2.3) и применяется в трубопроводном транспорте нефти достаточно часто, хоть и является наиболее нежелательный метод регулирования, так как является необратимым.



Рис. 2.3 «Напорная характеристика при обточке роторов насоса» Согласно рекомендации [9] обточку рабочих колес, в зависимости от величины коэффициента быстроходности nS, можно выполнять в следующих пределах:

при 60< nS<120 - до 20% наружного диаметра;

при 120< nS<200 - до 15% наружного диаметра;

при nS=200?300 - до 10% наружного диаметра.

Пересчет характеристики магистрального насоса при обточке рабочего колеса выполняется по формулам подобия [9]:

где Q, H и N - подача, напор и потребляемая мощность, соответствующие заводскому диаметру рабочего колеса D2;

Данный метод имеет большой недостаток - нельзя вернуть прежний диаметр рабочего колеса, кроме того, обточка не допускается более чем на 20 %, при этом КПД падает не более чем на 1-3 %.