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

2.3 Плавные методы регулирования

Метод дросселирования на практике применяется сравнительно часто, хотя и не является экономичным. Он основан на частичном перекрытии потока нефти (создании дополнительного гидравлического сопротивления). Что ведет также к снижению КПД насосов и дополнительному расходу потребляемой мощности, так как насосам приходится постоянно преодолевать сопротивление, создаваемое дросселем.

Проанализировав совмещенную характеристику НПС и трубопровода при регулировании дросселированием (рис. 2.4), можно сделать вывод, что данный метод эффективнее применять для насосов с пологой напорной характеристикой.

Рис. 2.4. Совмещённая характеристика и распределение напоров по трассе при регулировании дросселированием на промежуточной НПС

С увеличением величины дросселируемого напора (потерь в БРД) hр значение ?ДР уменьшается. Полный коэффициент полезного действия насоса или НПС определяется произведением ?=?н??мех??эл.дв??ДР.

При дросселировании обычно применяют схему с установкой регулирующего органа на выходе насосной. При этом обеспечивается регулирование давления как на приеме, так и на нагнетании насосной. При ограничениях давления на приеме НПС дросселирование осуществляется как на линии нагнетания станции, так и на приеме. Однако применение регулятора давления на приемной линии ведет к еще большему снижению КПД насосов станции. Также не рекомендуется дросселирование на всасывающей линии в связи с вероятностью развития кавитации и выделения паров из перекачиваемого продукта.

Метод дросселирования целесообразно применять для насосов, имеющих пологую напорную характеристику, причем потери энергии на дросселирование не должны превышать 2 % энергозатрат на перекачку [9].

Таким образом, достоинством способа регулирования дросселированием является простота осуществления и автоматизации процесса регулирования, а также возможность применения независимо от установленного на НПС насосного оборудования.

Целесообразность применения метода можно характеризовать величиной

КПД дросселирования ?ДР

Существенный недостаток дросселирования заключается в значительных потерях энергии. Энергия, расходуемая на дросселирование, безвозвратно теряется, что снижает общий КПД насосной станции.

Согласно [10], дросселирование напора на нефтепроводе диаметром 1020 мм на 1 кгс/см2 приводит к потере мощности около 220 кВт.

Метод байпасирования (перепуска части жидкости во всасывающую линию насосов) применяется в основном на ГНПС. При открытии задвижки на обводной линии (байпасе) напорный трубопровод соединяется с всасывающим, что приводит к уменьшению сопротивления после насоса и рабочая точка перемещается из положения Р1 в Р2 (рис. 2.3). Однако часть нефти, проходящей через насос, QБ=Q3-Q2 не поступает в трубопровод, а идет через байпас во всасывающий трубопровод, при этом в магистраль поступает расход Q2.Коэффициент полезного действия байпасирования составляет :

Метод регулирования байпасированием согласно [6] следует применять при крутопадающих характеристиках насосов. В этом случае он экономичнее дросселирования.



Рис. 2.3 Совмещённая характеристика МН и НПС и распределение напоров по трассе при регулировании байпассированием

Введение специальных противотурбулентных присадок позволяет уменьшить гидравлическое сопротивление магистрального нефтепровода за счет гашения турбулентных пульсаций. Но при прохождении через центробежные насосы НПС структура противотурбулентных присадок может разрушаться.

Обобщая результаты экспериментальных данных по исследованию действия ПТП, можно сделать следующие выводы [11]:

высокомолекулярные присадки уменьшают гидравлическое сопротивление только при развитом турбулентном течении;

положительный эффект снижения гидравлического сопротивления растёт по мере увеличения числа Рейнольдса (увеличивается турбулентность) и молярной массы присадки (увеличивается аккумулируемая присадкой энергия за счет увеличения длины молекул);

имеется оптимальное значение концентрации присадки, при котором достигается максимальный эффект уменьшения гидравлического сопротивления;

В настоящее время противотурбулентные присадки в основном используются для обеспечения необходимой производительности на лимитирующих участках МН, либо при достижении ограничений на повышение рабочего давления.

Частоту вращения насоса можно изменять следующими способами: либо используя двигатели с переменной частотой вращения, либо при постоянной частоте вращения электродвигателя с помощью регулируемой гидравлической муфты или других устройств, применяя регулируемый электропривод на базе преобразователя частоты. При использовании гидравлической муфты частота вращения ротора электродвигателя остается

постоянной, а регулирование частоты вращения ведомого вала гидромуфты достигается путем изменения объема масла, заполняющего рабочее пространство колес гидромуфты. Равенства частот вращения ведущего и ведомого вала быть не может, их разность характеризуется величиной, называемой скольжением гидромуфты. Поэтому с уменьшением передаточного числа КПД гидромуфты уменьшается [12]. Когда муфта полностью заполнена маслом, скольжение -минимально, а КПД передачи наибольший и составляет 93-96%.

Более экономичным способом регулирования частоты вращения в широком диапазоне оборотов является применение полупроводниковых преобразователей. Скорость вращения вала электродвигателя изменяется пропорционально частоте и амплитуде подводимого к статору напряжения. Несмотря на их высокую стоимость в сравнении с другими способами частотного регулирования, использование приводов насосных агрегатов на базе преобразователей частоты (ПЧ) целесообразно там, где необходимо плавное регулирование в широком диапазоне при постоянно меняющихся уровнях нагрузки. КПД преобразователя частоты мало зависит от частоты вращения вала электродвигателя и для различных от моделей приводов, составляет 97-98%.



3. ОБОСНОВАНИЕ ЭФФЕКТИВНОСТИ ПРИМЕНЕНИЯ ЧАСТОТНО-РЕГУЛИРУЕМОГО ПРИВОДА

В таблице 3.1 представлены описанные выше способы регулирования режимов работы, с указанием ключевых недостатков, определяющих невозможность использования некоторых из них для достижения поставленной в данной работе цели.

Таблица 3.1 Недостатки методов регулирования

Изменение количества работающих насосов и изменение схемы соединения	Высокие потери электроэнергии на переключение между режимами и относительно низкий КПД
Замена рабочего колеса	Частая смена колес насосов практически невозможна
Обточка	Нельзя вернуть прежний диаметр рабочего колеса
Дросселирование	НПС непроизводительно развивает излишний напор. Потери могут достигать 15-20 %
Байпасирование	Почти не применяется, приемлем на головных НПС
Применение противотурбулентных присадок	При прохождении через центробежные насосы НПС структура присадок разрушается
Регулирование изменением частоты вращения вала насоса	Большие капитальные затраты на приобретение и монтаж оборудования

Одним из наиболее эффективных и прогрессивных методов регулирования режимов работы является регулирование изменением частоты вращения вала насоса.

При смещении напорной характеристики центробежного насоса пропорционально смещается характеристика КПД (рис.3.1). Поэтому этот метод более экономичный, но его реализация требует дополнительных капитальных затрат на приобретение и монтаж оборудования, с помощью которого можно менять частоту вращения рабочего колеса.

Плавный пуск и остановка, то есть отсутствует импульсный характер нагрузки на электросети, МНА, ЗРА и трубопроводную обвязку.

Рис.3.1 Совмещенная характеристика нефтепровода и насоса при изменении частоты вращения вала рабочего колеса Преимуществами данного метода являются:

Увеличение остаточного ресурса МН ( в результате плавного выхода на режим)

Значительная целесообразность при большой неравномерности перекачки

Если говорить в сравнении с методом дросселирования - отсутствие узла дросселирования (и большая экономическая выгода)

3.1 Критерии эффективности применения частотно-регулируемого привода

3.1.1 Определение снижения расхода и затрат на оплату

Электроэнергии на перекачку

При использовании ЧРП магистральных насосов снижение расхода электроэнергии достигается за счет двух основных факторов (см. ОР-

03.100.50-КТН-055-14):

исключение потерь в регуляторах давления в случае использования магистральных насосов с ЧРП для снижения давления на выходе НПС вместо использования регуляторов давления;

повышение КПД насосов при снижении их частоты вращения.

Снижение мощности, потребляемой НА из электрической сети при использовании ЧРП в качестве РД, происходит за счет снижения напора (дифференциального давления), развиваемого насосом, и вследствие повышения его КПД. При этом снижение мощности определяется как:

где зэд.н - КПД ЭД при номинальной частоте вращения; зПЧ - КПД преобразователя частоты; зэд.р - КПД ЭД при регулировании частоты вращения.

рдиф.н - дифференциальное давление в Паскалях при нерегулируемом

насосе, равное разности давлений на выходе насоса (в коллекторе ркол) и входе насоса рвх по КТР:

рдиф.р - дифференциальное давление в Паскалях при регулируемом насосе, равное разности давлений на выходе НПС и входе насоса по КТР или по сведениям о СРР:

где рвх - давление на входе НПС по КТР, Па.

Зависимость КПД ЭД от нагрузки может быть аппроксимирована степенной функцией [13]:

где r0, r1 и r2 - эмпирические коэффициенты; kз.эд - коэффициент загрузки ЭД.

Коэффициенты аппроксимации r0, r1 и r2 приводятся в справочниках.

Коэффициент загрузки ЭД определяется по выражению:

kз.эд ?Рн.эд /Рном , (3.5)

где Рн.эд - мощность нагрузки ЭД, потребляемая насосом:

где Qс - производительность в м3/с.

знер - КПД насоса при номинальной частоте вращения; Если в выражении (3.1):

то использование ЧРП для регулирования давления вместо РД приведет к снижению потребляемой мощности.

Снижение расхода электроэнергии при замене циклической перекачки режимами с использованием ЧРП происходит за счет повышения КПД насосов и ЭД (см. ОР-03.100.50-КТН-055-14).

Потребление мощности из электрической сети одним НА при номинальной частоте вращения в режимах циклической перекачки определяется по выражению:

где знер - КПД насоса при номинальной частоте вращения; зэд.н - КПД ЭД при номинальной частоте вращения.

При использовании ЧРП один или несколько насосов будут работать с частотой вращения ниже номинального значения. Потребление мощности из сети одним насосным агрегатом с ЧРП определяется по выражению:

где зрег - КПД регулируемого насоса при частоте вращения ниже номинального значения; зПЧ - КПД преобразователя частоты; зэд.р - КПД ЭД при частоте вращения ниже номинального значения.

Если в выражениях (3.8) и (3.9) числители одинаковые, то при использовании ЧРП произойдет снижение потребления мощности при условии, что:

Если условие (3.10) выполняется, то при использовании ЧРП произойдет снижение расхода электроэнергии на перекачку за сутки по сравнению с расходом электроэнергии за те же сутки при циклической перекачке, на величину:

где WЦП - электроэнергия, потребляемая магистральными и подпорными насосами всех НПС технологического участка, эксплуатируемого МН за сутки в режимах циклической перекачки (без использования ЧРП), кВт·ч;

WЧРП - электроэнергия, потребляемая всеми магистральными и подпорными насосами технологического участка за те же сутки при использовании ЧРП, кВт·ч.

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

Частые пуски ЭД в режимах циклической перекачки приводят к ускоренному износу как механических частей ЭД, вследствие динамических нагрузок при пуске, так и электрических частей вследствие протекания повышенных пусковых токов. Указанные причины приводят к сокращению межремонтного интервала между текущими ремонтами, уменьшению остаточного ресурса и срока службы ЭД.

Примечание - Одной из основных причин уменьшения остаточного ресурса электрических машин является износ изоляции. Отказы ЭД из-за повреждения изоляции составляют до 55 %, поэтому срок службы всех остальных частей машины при проектировании выбирают, исходя из срока службы изоляции. Основным фактором, влияющим на срок службы изоляции ЭД, являются температура обмотки, и как следствие, тепловое старение изоляции. Дополнительный перегрев обмотки статора при пуске ЭД в режимах циклической перекачки приводит к ускоренному износу изоляции, что сокращает срок службы и изоляции, и ЭД.

При использовании ЧРП исключаются режимы циклической перекачки, что приводит к снижению числа пусков ЭД НА, с помощью преобразователя частоты появляется возможность обеспечивать плавный пуск ЭД и ограничивать пусковые токи.

В соответствии с РД-29.020.00-КТН-087-10 периодичность работ по текущему ремонту синхронных высоковольтных ЭД магистральных насосов составляет от 5000 до 6000 ч наработки или 60 пусков. При использовании ЧРП снижается число прямых пусков ЭД магистральных насосов, что влияет на изменение межремонтного интервала между текущими ремонтами ЭД.

Так как периодичность работ по текущему ремонту синхронных высоковольтных ЭД магистральных насосов составляет от 5000 до 6000 ч наработки или 60 пусков, то один пуск эквивалентен 83,3 - 100 ч наработки. В РД-29.160.30-КТН-267-10 принято, что один пуск эквивалентен 200 ч наработки и определение срока окупаемости устройств плавного пуска производится исходя из того, что каждый прямой пуск ЭД сокращает межремонтный интервал на 200 ч.

Примем, что каждый пуск снижает ресурс ЭД на 100 ч. Тогда при снижении числа пусков за год на ДN вследствие использования ЧРП остаточный ресурс снизится на величину:

С другой стороны, при использовании циклической перекачки, один из насосных агрегатов работает при номинальной частоте вращения, но только часть суток ТЦ. При использовании ЧРП он будет работать при пониженной частоте вращения, но полные сутки ТС. При этом его наработка за каждые сутки возрастет на ДТч = Тс - Тц , а наработка за год возрастет на:

где m - число суток в году, в которые использовалась циклическая перекачка;

Тс - время суток, ч. Принимаем равным 24 ч;

Тц - продолжительность работы насосного агрегата за сутки, в которые использовалась циклическая перекачка, ч.

В результате межремонтный интервал ЭД МНА при использовании ЧРП возрастет на величину:

По аналогии с РД-29.160.30-КТН-267-10 введем коэффициент увеличения межремонтного интервала ЭД kтр, (в относительных единицах):

где ?Ттр - время сокращения срока службы ЭД вследствие прямых пусков при циклической перекачке, определяемое по (3.3);

Ттр - межремонтный период ЭД, ч, принимаемый по РД-29.020.00-КТН087-10.

Вследствие увеличения межремонтного интервала среднегодовые затраты на проведение текущих ремонтов i-го ЭД по РД-29.160.30-КТН-26710 снижаются на:

где Зтрi - затраты на текущий ремонт i-го ЭД, тыс. руб.

Результаты расчетов по (3.16) суммируются для всех ЭД технологического участка, на которых используется ЧРП. При этом суммарное снижение затрат на ремонт всех ЭД определяется по выражению:

где N - число ЭД с ЧРП.

Введем коэффициент увеличения интервала между капитальными ремонтами ЭД kкр, (в относительных единицах) за год вследствие снижения числа пусков:

где ?Ткр - время сокращения срока службы ЭД вследствие износа изоляции от прямых пусков за год, определяемое по РД-29.160.30-КТН-071-15, ч;

Ткр - межремонтный интервал между капитальными ремонтами, ч, принимаемый по РД-29.020.00-КТН-087-10.

Вследствие увеличения межремонтного интервала затраты на проведение капитального ремонта i-го ЭД, приведенные к одному году, снижаются на:

где Зроi - затраты на ремонт обмотки i-го ЭД во время капитального ремонта, тыс. руб.

Результаты расчетов по (3.19) суммируются для всех ЭД технологического участка, на которых используется ЧРП. При этом суммарное снижение затрат на ремонт всех ЭД определяется по выражению:

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

При циклической перекачке нефти по МН циклически изменяются давления на входах и выходах НПС. В результате металл труб МН работает в условиях циклического нагружения от изменения внутреннего давления перекачиваемого продукта. Циклическое изменение давления с малой амплитудой может не оказывать влияние на предел усталости металла трубы до тех пор, пока нагружение с большой амплитудой не вызовет появление трещины. После образования трещины циклическое изменение давления приводит к ускоренному развитию дефекта, что сокращает остаточный ресурс трубы и приводит к необходимости сокращать межремонтный интервал (см. РД-23.040.00-КТН-140-11). Известно, что более 30 % отказов происходят на трубопроводах, проработавших более 20 лет, что связано с ухудшением их технического состояния и появлением усталостных трещин. Применение ЧРП позволяет исключить циклические режимы перекачки или существенно снизить их. В результате снижается цикличность нагружения и снижается скорость развития дефектов в теле трубы. При этом снижается число дефектов, требующих ремонта.

Общие сведения об оценке срока безопасной эксплуатации (остаточного ресурса) трубопровода при использовании ЧРП.

В соответствии с РД-23.040.00-КТН-265-10 для каждой трубы участка трубопровода расчет предельного срока безопасной эксплуатации ТАi , год, проводится по формуле:

где Nmin - количество циклов развития трещины от ее начального состояния;

Ng - прогнозируемая годовая цикличность нагружения участка МН; nN - коэффициент запаса прочности по долговечности, принимается равным 10; kNi - коэффициент пересчета долговечности, определяемый для каждой трубы в зависимости от отношения перепадов давлений при стендовых испытаниях труб и при прогнозируемой годовой цикличности нагружения и от соответствия проектной и требуемой по СП 36.13330.2012 категорией участка.

В соответствии с РД-23.040.00-КТН-265-10, для действующего МН, эксплуатируемого без использования ЧРП, прогнозируемая годовая цикличность определяется как наибольшее значение приведенной цикличности нагружения за последние 3 года работы на всем участке между соседними резервуарными парками.

Срок безопасной эксплуатации - период работы трубопровода, в течение которого гарантируется его безотказная работа при разрешенном (допустимом) рабочем давлении, нормативных внутренних и внешних воздействиях и устранении дефектов, выявленных по результатам технического диагностирования (см. РД-23.040.00-КТН-265-10). При оценке влияния ЧРП на увеличение предельного срока безопасной эксплуатации и межремонтного интервала срок безопасной эксплуатации трубопровода необходимо определять на конец исследуемого года для двух случаев.

Если трубопровод эксплуатируется без использования ЧРП, то срок безопасной эксплуатации определяется по формуле (3.21), где вместо прогнозируемого значения цикличности нагружения подставляется фактическое значение цикличности нагружения NФ при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП, принимаемое по исходным данным и/или определяемое по сведениям о СРР. Обозначим срок безопасной эксплуатации для этого случая через ТА.Ф. При этом формула (3.21) принимает вид:

где NФ - фактическое значение цикличности нагружения участка МН при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП, принимаемое по исходным данным и/или определяемое по сведениям о СРР.

Если трубопровод эксплуатируется с использованием ЧРП, то в качестве прогнозируемой годовой цикличности нагружения участка МН Ng должна быть принята фактическая цикличность нагружения NЧРП, определенная по методике для работы МН с использованием ЧРП. В соответствии с РД-23.040.00-КТН-115-11 фактическая цикличность нагружения принимается равной приведенной годовой цикличности нагружения за соответствующий период.

Обозначим срок безопасной эксплуатации для этого случая через

ТА.ЧРП. Тогда формула (3.1) принимает вид:

N

где NЧРП - цикличность нагружения, определяемая при работе МН с использованием ЧРП.

В формулах (3.22) и (3.23) Nmin - это количество циклов развития трещины от ее начального состояния на начало исследуемого года. Поэтому в формулах (3.22) и (3.23) это одно и то же значение. Одинаковые значения в формулах (3.22) и (3.23) имеют также коэффициенты k и n.

При одинаковых значениях Nmin, k и n из формул (3.22) и (3.23) следует, что срок безопасной эксплуатации (остаточный ресурс) трубы на конец исследуемого периода времени (года) обратно пропорционален цикличности нагружения за этот период времени:

Отношение ТА.ЧРП/ТА.Ф - представляет собой коэффициент kБ.Э изменения срока безопасной эксплуатации трубы при работе МН с использованием ЧРП по сравнению со сроком безопасной эксплуатации трубы при работе МН за тот же период времени без использования ЧРП:

Отношение NФ/NЧРП представляет собой коэффициент снижения цикличности нагружения kС.Ц.

Тогда из (3.24) и (3.25) получаем, что коэффициент изменения срока безопасной эксплуатации трубы при работе МН с использованием ЧРП по сравнению работой МН без использования ЧРП равен коэффициенту снижения цикличности нагружения:

При известном сроке безопасной эксплуатации трубы в режимах без использования ЧРП ТА срок безопасной эксплуатации трубы при использовании ЧРП может быть найден по формуле:

Увеличение срока безопасной эксплуатации труб участка МН позволяет увеличить интервалы между ремонтными работами по устранению дефектов. При этом ремонтные работы на участке МН смещаются на последующие периоды времени и их количество, а соответственно и затраты на ремонт в год, уменьшаются.

При межремонтном интервале ТМР число ремонтов трубы за интервал времени T при работе трубопровода без использования ЧРП будет равно:

где nР1 - число ремонтов труб участка МН между соседними НПС за интервал времени T при работе трубопровода без использования ЧРП;

ТМР.Ф - фактическое среднее значение межремонтного интервала при работе трубопровода в течение исследуемого года без использования ЧРП.

При работе трубопровода с использованием ЧРП число ремонтов трубы за интервал времени T будет равно:

где nР2 - число ремонтов труб участка МН между соседними НПС за интервал времени T при работе трубопровода с использованием ЧРП; ТМР.ЧРП - среднее значение межремонтного интервала при работе трубопровода в течение исследуемого года с использованием ЧРП.

Длительность межремонтного интервала зависит от срока безопасной эксплуатации и может быть принята пропорциональной сроку безопасной эксплуатации:

где kС.Ц - коэффициент снижения цикличности нагружения.

Таким образом, количество ремонтов по устранению дефектов участка трубопровода между соседними станциями в год уменьшается пропорционально коэффициенту снижения цикличности нагружения.

Принимая среднее значение затрат на один ремонт при использовании ЧРП таким же, как и при эксплуатации МН без использования ЧРП. Тогда умножая обе части (3.29) на среднее значение затрат на один ремонт, получаем:

где Зр1 - затраты на ремонт по устранению дефектов при работе МН без использования ЧРП;

Зр2 - затраты на ремонт по устранению дефектов при работе МН с использованием ЧРП.

Тогда снижение затрат на ремонт трубопровода между соседними станциями равно разности затрат ЗР1 и ЗР2:

Так как коэффициент снижения цикличности нагружения определяется отдельно для каждого участка трубопровода между соседними станциями, то снижение затрат на ремонт трубопровода также должно определяться отдельно для каждого участка между соседними станциями.

Формулы (3.29) - (3.31) получены в предположении, что длительность межремонтного интервала пропорциональна сроку безопасной эксплуатации, и что развитие всех дефектов во времени вследствие снижения цикличности нагружения происходит равномерно. Применение данных формул возможно при отсутствии сведений об уменьшении количества дефектов, подлежащих ремонту.

Для точного расчета и/или рассмотрения полного перечня дефектов трубопровода требуется определение точного уменьшения количества дефектов, подлежащих ремонту, которое должно определяться с учетом информации о параметрах фактически имеющихся дефектов и их развитии во времени под влиянием цикличности нагружения. Такие расчеты выполняются силами АО «Транснефть - Диаскан», где разработана программа, которая, используя информацию о параметрах фактически имеющихся дефектов в трубопроводе по известному значению коэффициента снижения цикличности нагружения, рассчитывает развитие дефектов во времени и позволяет определять уменьшение количества дефектов, подлежащих ремонту в течение всего срока службы трубопровода. При известном значении уменьшения количества дефектов, подлежащих ремонту, снижение затрат на ремонт трубопровода участка трубопровода между соседними НПС при использовании ЧРП определяется по выражению:

где nДПРj - среднее уменьшение количества дефектов определенного типа, подлежащих ремонту на i-м участке между соседними станциями по данным АО «Транснефть - Диаскан» в течение принятого срока окупаемости;

Зсрj -средние затраты на ремонт одного дефекта определенного типа.

Если уменьшение количества дефектов nДПРj, подлежащих ремонту, неизвестно, то снижение затрат на ремонт трубопровода определяется по формуле (3.31).

Снижение затрат на ремонт труб всего технологического участка складывается из суммы снижения затрат на ремонт труб каждого участка между соседними станциями:

где n - число участков между соседними станциями в составе

технологического участка; i - номер участка между соседними станциями.

3.2 Изменение частоты вращения рабочего колеса насоса как способ максимизации кпд

Метод изменения частоты вращения основан на теории подобия центробежных машин [15]:

где ??н1 , ??н1 и ??н1 - подача, напор и потребляемая мощность магистрального насоса, соответствующая частоте вращения рабочего колеса ??1 (угловой скорости).

Полином, определяющий напор развиваемый насосным агрегатом, принимает следующий вид:

Применение данного метода на НПС систем магистральных нефтепроводов позволяет облегчить синхронизацию работы станций и избежать гидравлических ударов в нефтепроводе.

Изменение частоты вращения рабочего колеса центробежного насоса возможно осуществить в следующих трех случаях:

применение двигателей с изменяемой частотой вращения

установка на валу насосов специальных муфт с регулируемым коэффициентом проскальзывания (гидравлических, электромагнитных, токовихревых);

применение преобразователей частоты переменного тока электродвигателей.

Для обоснования применения метода регулирования изменением частотой вращения рассмотрим зависимости характеристик ЦН и трубопровода. При помощи метода приближения (аппроксимации) КПД центробежного насоса можно представить в виде зависимости, представляющей собой полином третьей степени. При отсутствии гидравлических и объемных потерь (при нулевой подаче) свободный член обращается в ноль:

зн = с1Q + с2Q2 + с3Q3. (3.36)

Исследуем данную зависимость для того, чтобы определить показатели

расхода и напора, соответствующие значению змах. То есть :

Тогда для определения и требуется решить систему

уравнений (a,b - постоянные коэффициенты характеристики насоса, ci - коэффициенты аппроксимации)[15]:

Применяя теорию подобия можно утверждать, что:



Для определения напорной характеристики трубопровода, изменяющейся с изменением расхода и иных параметров, пользуемся зависимостью:

, (3.39)

где - коэффициент, зависящий от остаточного напора, подпора и геодезического перепада (разности высот);

- коэффициент, учитывающий значение расхода,

гидравлический уклон и протяженность рассматриваемого участка.

Поскольку основанием для проведения гидравлических расчётов в данном случае служит уравнение балансов напоров, то при определении режимных значений расхода и напора для установившихся условий коэффициентом пренебрегаем. Тогда имеет место следующая зависимость:

В результате частота вращения, характеризующая работу с максимально возможным КПД, определяется выражением:



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

Для повышения экономического эффекта от использования частотного регулирования предлагается рассмотреть Патент 2498116 «Система автоматического управления турбоагрегатом» / Кабанов О.В., Самоленков С.В.; [15,16]. В данном патенте представлена САУ, максимизирующая КПД в непрерывном автоматическом режиме.

Принципы её работы основаны на:

Регулирование по виду гидравлической характеристики напорного участка

Автоматическом определении коэффициентов напорной характеристики, коэффициентов, определяемых геодезическим положением, напором и коэффициентов характеристики КПД

Корректировке частоты с учётом фактической характеристики напорного участка

Сама она представляет систему датчиков и блоков, с помощью которых автоматически вычисляются коэффициенты по форме характеристик КПД и по форме напорной характеристики. Исходя из них и параметров, снимаемых датчиками, на блоках вычисляются параметры, соответствующие максимальному значению КПД и фактические параметры, учитывающие гидравлическую характеристику. На блоке переключения сигналов частот формируется сигнал рабочей частоты, поступающий на систему преобразования частоты. Далее сигнал поступает на электродвигатель. Схема системы представлена на рисунке 3.2, основные элементы перечислены в таблице 3.2.



Рис.3.2 Схема системы автоматического управления

На блок 12 формирования режимных параметров ЦН, подаются сигналы коэффициентов характеристики КПД ЦН c1, c2 c3 с блока задания 11 формы характеристики КПД ЦН и сигналы коэффициентов напорной характеристики aо, a1, a2 с блока задания 10 формы напорной характеристики

ЦН, где формируются сигналы расхода Qз max и напора Hз max ЦН при максимальном КПД ЦН по формулам системы.

Сигналы расхода Qз max и напора Hз max ЦН при максимальном КПД ЦН подаются на определитель фактических режимных параметров 13 ЦН и трубопровода и на определитель 16 проектных режимных параметров ЦН и трубопровода. Определитель 16 проектных режимных параметров ЦН формирует сигналы расхода Q0п и напора H0п, проектного режима работы ЦН.



Таблица 3.2 Элементы САУ

1 Центробежный насос
2 Электродвигатель
3 Преобразователь частоты
4 Система регулирования ПЧ
5 Блок переключения
6 Датчик давления
7 Датчик давления
8 Расходомер
9 Блок вычисления
10 Блок задания формы хар-ки напора
11 Блок задания формы хар-ки КПД
12 Блок формирования режимных параметров
13 Определитель фактических режимных параметров
14 Блок вычисления факт. частоты
15 Блок задания проектной хар-ки
16 Определитель параметров проект.
17.Блок вычисления частоты проект.

Сигнал частоты вращения рабочего колеса ЦН на проектном режиме работы nпроект подаются на блок переключения 5 входных сигналов частот, где сравниваются проектное значение частоты при максимальном КПД ЦН nпроект и фактическая величина частоты вращения рабочего колеса ЦН nфакт.

Практической ценностью устройства является непрерывное осуществление процесса максимизации КПД, путем постоянной корректировки частоты вращения по виду гидравлической характеристики в автоматическом режиме без участия оператора.



4. Расчет энергоэффективности применения ЧРП

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

Остаточный напор - 40 м.

Внутренний диаметр трубопровода (уточненный) - 1185 мм.

Вязкость нефти - 18,55 мм2/с. Ориентировочная стоимость ЧРП - 68 000 тыс. руб. КПД ПЧ - 0,98.

Эквивалентная (абсолютная) шероховатость стенки трубы - 0,15 мм.

Таблица 4.1 - Данные о профиле трассы

Параметр	НПС1	НПС2	НПС3	НПС4	НПС5
Геодезическая отметка	396,4	427,7	435,7	154,3	196,83
Отметки по расстоянию	1459,75	1520,9	1610,1	1686,6	1741,0

Таблица 4.2 - Данные подпорных и магистральных насосов

НПС	Тип насоса	Порядковый номер на НПС	Ротор	Марка насоса
Ленинск	Подпорный	1	840	НМП-5000х115
Ленинск	Магистральный	4	495/485	НМ10000х210
Бердяуш	Магистральный	1	495/485	НМ10000х210

Таблица.4.3 - Данные по схемам работы для режимов циклической перекачки из сведений о соблюдений режимов работы за сутки (3 января)

Режим	Время работы, час	Q(т/ч)	Схема работы НА на НПС 1	Схема работы НА на НПС 2	Схема работы НА на НПС 3	Схема работы НА на НПС 4
002	21	6500	2п+№2(4)	№2(1)	-	-
001	3	5333,83	2п+№2(4)	-	-	-

Коэффициенты напорной характеристики подпорных насосов а = 136,7 м; b = 1,27?10-4 с2/м5;

Коэффициенты напорной характеристики магистральных насосов



а = 302,47 м; b = 1,14?10-6 с2/м5;

Тариф на электроэнергию - 3,03 руб./ кВт·ч

Таблица 4.4 - Данные электродвигателей МНА

Тип электродвигателя	КПД, %	Номинальная мощность, кВт	Номинальная скорость, об/мин
СТД-8000-2РУХЛ4	97,7	8000	3000

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

Выполняется перевод производительности из единиц измерения, представленных в исходных данных, в единицы измерения в системе СИ по формуле:

.

Определяется среднесуточная производительность:

Подставляя из исходных данных: Т1=21 ч; Т2=3 ч; Q1=6500 т/ч и Q1=5333,83 т/ч, и переводя производительность в метры кубические в час, получаем

QСУТ ? ? 7285,13 м3/ч (4.5)

Определим потери напора на трение. Определяется относительная шероховатость трубы:

Определяется число Рейнольдса при производительности 7285,13 м3/ч:

Число Рейнольдса удовлетворяет условию Re1 < Re < Re2.

Следовательно режим течения турбулентный, зона смешанного трения.

По таблице В.1 из РД-29.160.30-КТН-071-15 находим коэффициент гидравлического сопротивления л:

где В = 0,012 (По таблице В.2).

Находим гидравлический уклон:

где D - внутренний (уточненный) диаметр трубопровода, м. и потери напора на трение: длина трубопровода, м.

Суммарные потери напора в трубопроводе технологического участка

Подразумевается установка одного ЧРП на электродвигателе НПС 2.

Определяется напор нерегулируемого МНА на НПС 1.

Напоры подпорных насосов определяются как:

Определяется суммарный напор всех нерегулируемых насосов технологического участка

Из уравнения баланса напоров определяется напор, развиваемый регулируемым МНА на НПС 2 :

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

Потери напора между i-й и (i +1) -й станциями определяются как

где Дhту - суммарные потери напора в трубопроводе технологического участка, м;

??h - суммарные потери напора на трение и преодоление разности геодезических отметок (определяются суммированием результатов расчетов), м;

Дz - разность геодезических отметок по концам технологического участка, м;

L - длина технологического участка, м; hост - остаточный напор в конце технологического участка, м.

Потери напора на участке между 1-й и 2-й станциями:

Потери напора на участке между 2-й и 3-й станциями:

Потери напора на участке между 3-й и 4-й станциями:

Потери напора на участке между 4-й и 5-й станциями;

4.4 Определение кпд магистральных насосов в режимах с использованием ЧРП

Для каждого насоса по РД определяются коэффициенты c0, c1, c2 характеристик КПД насоса в функции производительности. Для насоса НМ10000х210: Определяются КПД насосов до ЧРП в каждом из режимов циклической перекачки. Для рассматриваемых суток - это режимы 002 (в работе два МНА на НПС1 и НПС2) и 001 (в работе один МНА на НПС1).

КПД насосов в режиме 002 с производительностью 7452,3 м3/ч:

КПД насоса в режиме 001 с производительностью 6114,74 м3/ч:

Определяется КПД нерегулируемого насоса в режиме с использованием ЧРП и КПД магистрального насоса при частоте вращения меньше номинальной.

При использовании ЧРП КПД нерегулируемого насоса изменится по сравнению с режимами циклической перекачки и будет равен

КПД регулируемого насоса определяется как:

КПД регулируемого насоса существенно выше, чем КПД нерегулируемого насоса.

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

Определяется КПД ЭД МН до использования ЧРП, в каждом режиме определяется КПД каждого ЭД МНА.

Сначала определяется механическая мощность на валу ЭД и коэффициент загрузки каждого ЭД:

где рдиф - дифференциальное давление в Па, равное разности давлений на выходе НПС и входе насоса по КТР или по сведениям о СРР, рдиф = рвых - рвх.

В режиме 002 для насоса на НПС 1

где pвх = 30,8 кгс/см2, согласно данным по сведениям о СРР, pвых = 9,9 кгс/см2, согласно данным по сведениям о СРР.

В режиме 002 для насоса на НПС 2

В режиме 001 для насоса на НПС 1

КПД ЭД определяются как

где коэффициенты аппроксимации r0 = 0,582; r1, = 0,987; r2 =- 0,592 В режиме 002: магистральный нефть насосный трубопровод

В режиме 001:

Находится КПД ЭД нерегулируемого МН в режиме с использованием

Мощность, потребляемая нерегулируемым МНА, в режиме с использованием ЧРП определяется как:

Мощность, потребляемая регулируемым МНА, определяется :

Определяется расход электроэнергии всеми НА технологического участка в режиме с использованием ЧРП за сутки:

При тарифе на электроэнергию - 3,03 руб./ кВт·ч затраты на электроэнергию с применением ЧРП составят:

Зчрп = 218714,266 ? 3,03 = 662 704,23 руб/сут. (4.45)

Затраты на электроэнергию без применения ЧРП (циклическая перекачка):



(4.46)

Таким образом, определяем экономию затрат на использование электроэнергии при режиме с применением ЧРП:



5. СОЦИАЛЬНАЯ ОТВЕТСТВЕННОСТЬ

«Транснефть» является одной из ключевых компаний в области транспортировки нефтепродуктов, владеет 68,4 тыс. километров магистральных трубопроводов, 507 перекачивающими станциями, 24,4 млн кубометров резервуарных ёмкостей.

Объектом исследования данной работы является магистральная нефтеперекачивающая станция АО «Транснефть - Центральная Сибирь».

Насосный цех станции оснащен магистральными насосами НМ 10000-210.

Целью выполнения данного раздела выпускной квалификационной работы является выявление и анализ перечисленных опасностей в рабочей зоне. Место проведения работ - насосный зал нефтеперекачивающей станции. В данном разделе будут рассматриваться мероприятия по безопасной эксплуатации оборудования и будет произведен анализ безопасной работы средств автоматизации.

5.1 Правовые и организационные вопросы обеспечения безопасности

5.1.1 Специальные правовые нормы трудового законодательства

Магистральные трубопроводы в большинстве случаев находятся на значительном удалении от населенных пунктов. Значительна часть персонала на объектах транспортировки нефти работают вахтовым методом. За каждый день нахождения в пути от места нахождения работодателя (пункта сбора) до места выполнения работы и обратно, предусмотренные графиком работы на вахте, а также за дни задержки в пути по метеорологическим условиям или вине транспортных организаций работнику выплачивается дневная тарифная ставка, часть оклада (должностного оклада) за день работы (дневная ставка) [25]. Если объект располагается в районах Крайнего Севера или местностях, приравненных к ним, то устанавливается районный коэффициент,

выплачиваются процентные надбавки к заработной плате, предусматриваются дополнительные отпуска.

В соответствии с законодательством на работах с вредными и или опасными условиями труда, а также на работах, связанных с загрязнением, работодатель обязан бесплатно обеспечить выдачу сертифицированных средств индивидуальной защиты согласно действующим типовым отраслевым нормам бесплатной выдачи работникам спецодежды, спец. обуви и других средств индивидуальной защиты в порядке, предусмотренном «Правилами обеспечения работников специальной одеждой, специальной обувью и другими средствами индивидуальной защиты», или выше этих норм в соответствии с заключенным коллективным договором или тарифным соглашением [26].

5.1.2 Организационные мероприятия при компоновке рабочей зоны

При размещении на производственной территории санитарно-бытовых и производственных помещений, мест отдыха, проходов для людей, рабочих мест должны располагаться за пределами опасных зон. На границах зон, постоянно действующих опасных производственных факторов должны быть установлены защитные ограждения, а зон потенциально опасных производственных факторов - сигнальные ограждения и знаки безопасности.

Рабочее место, его оборудование и оснащение, применяемые в соответствии с характером работы, должны обеспечивать безопасность, охрану здоровья и работоспособность персонала. В организации должно быть организовано проведение проверок, контроля и оценки состояния охраны и условий безопасности труда. При обнаружении нарушений норм и правил охраны труда работники должны принять меры к их устранению собственными силами, а в случае невозможности этого прекратить работы и информировать должностное лицо. В случае возникновения угрозы безопасности и здоровью работников ответственные лица обязаны прекратить работы и принять меры по устранению опасности, а при необходимости обеспечить эвакуацию людей в безопасное место.

5.2 Производственная безопасность

Анализ вредных и опасных производственных факторов.

Мероприятия по снижению их воздействия

На человека в процессе его трудовой деятельности могут воздействовать опасные (вызывающие травмы) и вредные (вызывающие заболевания) производственные факторы (ГОСТ 12.0.003-74 [9]), которые разделяются на четыре группы: физические, химические, биологические и психофизиологические. В таблице 1 указаны опасные и вредные производственные факторы, воздействию которых подвергаются рабочие объекта исследования.

Проанализируем опасные и вредные факторы из таблицы 1 и определим мероприятия по устранению их воздействия.

1. Недостаточная освещённость рабочей зоны

Таблица 1 - Опасные и вредные факторы при выполнении работ по оценке ликвидации аварийных разливов нефти

Виды работ	Фактор	Нормативный документ
	Вредный	Опасный
Анализ места аварии Ликвидация разлива Рекультивация	Недостаточная освещённость рабочей зоны		СП 52.13330.2011 [36]
	Превышение уровней шума		ГОСТ 12.1.003- 2014 [37]
	Превышение уровней вибрации		ГОСТ 12.1.012- 2004 ССБТ [38]
		Пожаровзрывобезо пасность	ГОСТ 12.1.010-76 ССБТ[39]
		Движущиеся машины и механизмы производственного	ГОСТ 12.1.003 - 74 ССБТ[40]
		оборудования
		Электрический ток	ГОСТ 12.1.030-81 ССБТ [41]

Неправильно выбранное освещение значительно усложняет работу обсуживающего персонала, что способствует снижению производительности труда, а также может привести к травмированию. Освещенность рабочих мест осуществляется с помощью естественного и искусственного освещения.

Для проведения работ необходимо исследовать общее равномерное освещение. При этом освещенность зоны выполнения работ должна быть не менее 200 лк независимо от применяемых источников света ГОСТ 12.1.0462014 ССБТ [17], освещенность периферийной зоны, не менее 50 лк.

Равномерность распределения освещенности 0,50.

При подъеме или перемещении грузов должна быть освещенность места работ не менее 50 лк при работе вручную и не менее 100 лк при работе с помощью машин и механизмов. Для устранения недостатка освещенности устанавливаются осветительные установки. Осветительная установка удовлетворяет требованиям норм, если измеренная средняя освещенность освещаемой зоны или помещения не менее нормируемого значения.

2. Превышение уровней шума

Источниками шума в насосном зале являются: насосы, электродвигатели, трубопроводы, элементы вентиляционных систем. Однако самые значительные воздействия оказывают насосные агрегаты.

В соответствии с ГОСТ 12.1.003-83 [18] для рабочего места такого типа устанавливается эквивалентный уровень звука ? 80 дБА. Зоны с уровнем звука или эквивалентным уровнем звука выше 80 дБА должны быть обозначены знаками безопасности по ГОСТ 12.4.026*[19]. Работающих в этих зонах администрация обязана снабжать средствами индивидуальной защиты по ГОСТ 12.4.051 [20]. Основные применяемые меры:

Средства коллективной защиты (расположение обрудования, применение звукоизолирующих материалов)

Средства индивидуальной защиты ( ушные тампоны, наушники)

Дистанционное управление оборудованием

Своевременный ремонт оборудования

3. Превышение уровней вибрации

Источниками вибрации в насосном зале также являются: насосы, электродвигатели, трубопроводы, элементы вентиляционных систем. Вредное воздействие на организм человека заключается в функциональных расстройствах органов.

Согласно [21] нормированной величиной вибрации в насосном зале является среднеквадратичное значение виброскорости: для корпуса насоса и двигателя - 13 мм/с (108 дБ), для фундамента МНА - 7,5 мм/с (104 дБ).

Виброзащита включает в себя простые средства виброизоляции и виброгашения: установка вибрирующего оборудования на массивный фундамент, применение демпфирующего покрытия и виброизоляторов, средств индивидуальной защиты.

4.Пожаровзрывобезопасность

В насосном зале НПС возможно скопление паров нефти, сероводорода, метана, легких углеводородов. Газовыделение при срабатывании предохранительного устройства и нарушение герметичности оборудования нефтеперекачивающих агрегатов ведет к появлению в рабочей зоне взрывоопасных газов. Также нефть является опасным веществом для здоровья жизни человека и для окружающей среды и относится к 3-му классу опасности с ПДК аэрозоля нефти в воздухе рабочей зоны -не более 10 мг/м3.

К мероприятиям по снижению пожаровзрывоопасности относятся: исключение источника выбросов газов, устранение причин пожаров и взрывов, контроль загазованности рабочей зоны, проветривание с целью снижения концентрации газов, использование оборудования и инструментов во взрывобезопасном исполнении.

Пожарную защиту объектов НПС обеспечивает автоматическая система пенотушения, которая включает в себя средства обнаружения пожара, системы сигнализации, управления, пожаротушения. Срабатывание системы пенотушения происходит: автоматически, дистанционно или вручную. При возникновении пожара сигнал от пожарных датчиков, приводит в действие систему пожаротушения согласно ГОСТ 12.3.046-91 [22].

Движущиеся машины и механизмы производственного оборудования

МНА, расположенные в насосном зале, имеют вращающиеся части, которые могут привести к механическому воздействию на организм человека. Все движущиеся и вращающиеся части МНА, в который входят двигатель и насос, а также передача от двигателя к насосу должны быть ограждены специальными съемными кожухами, чтобы исключить попадание в движущиеся и вращающиеся части. Ремонт и осмотр огражденных частей механизмов и снятие ограждений допускается только после полной остановки механизма.

Для предотвращения несчастных случаев необходимо соблюдать технику безопасности при работе оборудования, машин и механизмов, а их эксплуатацию должны выполнять только лица, имеющие на это право [10].

Электрический ток

Безопасные и безвредные условия труда, при проведении работ, связанных с облуживанием систем управлением оборудования насосного зала, достигаются следующим: Заземление оборудования, емкостей, коммуникаций, в которых возникают заряды статического электричества (Rз ? 100 Ом); Необходимая защита от поражения электрическим током обеспечивается защитным заземлением корпусов всех приборов и оборудования; Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна выдерживать в течение минуты действии испытательного повышенного напряжения 1000 В промышленной частоты; Электрическая изоляция между отдельными электрическими цепями и корпусом должна быть не менее 0,5 МОм.

По способу защиты человека от поражения электрическим током изделия систем управлением соответствуют классам 1 и 2 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения U=220 В) и классу 3 (для изделий, предназначенных для соединения с источником напряжения 24 В).

В процессе эксплуатации средств автоматизации существует опасность поражения электрическим током. Приборы и средства автоматизации находятся под напряжением 24 В постоянного тока. Удар электрическим током вызывает рефлекторную реакцию со стороны центральной нервной системы и ведет к нарушению нормального ритма работы сердца. В результате наблюдается нарушение или полное прекращение деятельности органов дыхания и кровообращения.

Для защиты от поражения электрическим током при монтаже, эксплуатации и ремонте средств автоматизации работы выполняются при соблюдении ГОСТ 12.1.030-81 [23].

Для предотвращения возникновения зарядов статического электричества согласно ГОСТ 12.1.018-93 [24] все металлические и электропроводные неметаллические части технологического оборудования должны быть заземлены. Сопротивление защитного устройства от статического электричества не должно превышать 100 Ом.

5.3 Экологическая безопасность

5.3.1 Охрана гидросферы

Загрязнение нефтью и нефтепродуктами приводит к появлению нефтяных пятен, что затрудняет процессы фотосинтеза в воде из-за прекращения доступа солнечных лучей, а также вызывает гибель растений и животных. Каждая тонна нефти создает нефтяную пленку на площади до 12 кв. км. Восстановление пораженных экосистем занимает 10-15 лет.

Нефть, попадая в воду, растекается вследствие ее гидрофобности по поверхности, образуя тонкую нефтяную пленку, которая перемещается со скоростью примерно в два раза большей, чем скорость течения воды. При соприкосновении с берегом и прибрежной растительностью нефтяная пленка оседает па них. В процессе распространения по поверхности воды легкие фракции нефти частично испаряются, растворяются, а тяжелые опускаются в толщу воды, оседают на дно и образуют донное загрязнение [4]. Биохимическое окисление нефти сопровождается интенсивным поглощением кислорода воды. В среднем на окисление 1 мг нефти затрачивается от 0,5 до 3,5 мг кислорода.

5.3.2 Охрана литосферы

Общая особенность всех нефтезагрязненных почв -изменение численности и ограничение видового разнообразия педобионтов (почвенной мезо -и микрофауны и микрофлоры). Последствия возникновения нефтяного загрязнения почв носят губительный характер:

Происходит массовая гибель почвенной мезофауны: через три дня после аварии большинство видов почвенных животных полностью исчезает или составляет не более 1% контроля.

Наиболее токсичными для них оказываются легкие фракции нефти.

Изменяются фотосинтезирующие функции высших растений

Дыхание почв также чутко реагирует на загрязнение нефтепродуктами.

Для разных почв процесс реанимации проходит по-разному. Зависит он и от глубины проникновения продуктов в основание. Например, время реанимации почв достигает 25 лет при концентрации отходов 12 литров на квадратный метр. Временной интервал зависит от типа основания и погодных условий. [6]



5.3.3 Охрана атмосферы

При попадании в атмосферу вредные вещества физико-химически преобразуются, а впоследствии либо рассеиваются, либо вымываются. Уровень загрязнённости атмосферы находится в прямой зависимости от того, произойдет ли перенос этих веществ на большое расстояние от их источника, либо их скопление останется локальным.