2020-01-15
631
Перекачивающие станции магистрального нефтепровода относятся к сложным и энергоемким объектам. Доля энергозатрат на перекачку составляет порядка 25¼30% от годовых эксплуатационных расходов. При отсутствии перекачивающих агрегатов с регулируемой частотой вращения ротора насоса эксплуатация нефтепровода может происходить на различных режимах, смена которых происходит дискретно при изменении вариантов включения насосов и перекачивающих станций. При этом возникает задача выбора из ряда возможных режимов наиболее целесообразных, соответствующих наименьшим затратам электроэнергии на перекачку.
В свою очередь, в зависимости от уровня текущей загрузки нефтепровода, из ряда рациональных режимов должны выбираться такие, которые обеспечивали бы выполнение планового объема перекачки за фондовое время.
Магистральный нефтепровод разделяется на эксплуатационные участки, в пределах которых перекачивающие станции работают по системе «из насоса в насос».
Режим работы нефтепровода в пределах эксплуатационного участка определяется совместным решением уравнений, описывающих гидравлическую характеристику линейных участков трубопровода и напорную характеристику перекачивающих станций. При этом должны учитываться разрешенные давления, определяемые исходя из технического состояния трубопровода на каждом линейном участке, а также ограничения на работу насосов.
Производительность нефтепровода при рассматриваемом режиме перекачки определяется из решения системы уравнений (баланса напоров)
, (1.77)
где HТР – напор, необходимый для преодоления гидравлического сопротивления трубопровода, разности геодезических отметок и создания остаточного напора в конце эксплуатационного участка;
HПС – напор, развиваемый всеми работающими насосами при рассматриваемом режиме перекачки;
Dz j – разность геодезических отметок на j-м линейном участке;
n – число линейных участков (перекачивающих станций);
hОСТ – остаточный напор на конечном пункте трубопровода;
ht j – потери напора на трение на j-м линейном участке трубопровода;
nM j – число магистральных насосов, установленных на j-й ПС;
hП – напор, развиваемый подпорными насосами;
hМ jk – напор, развиваемый k-м магистральным насосом j-й ПС;
j jk – индекс состояния k-го магистрального насосного агрегата j-й ПС (j jk=1 при работающем насосе и j jk=0 при остановленном насосе).
Потери напора на трение ht j могут быть определены любым из известных методов, например, по формуле Лейбензона.
Для выполнения технологических расчетов с применением ЭВМ рабочие характеристики насосов h(Q) и hн(Q) могут быть представлены в виде полиномов
; (1.78)
; (1.79)
где ai, ki – коэффициенты аппроксимации, определяемые методом наименьших квадратов.
Напор на выходе c-й перекачивающей станции определяется из соотношения
, (1.80)
где DHс – подпор на входе c-й перекачивающей станции.
HСТс – напор, создаваемый работающими насосами c-й ПС
. (1.81)
Подпор на всасывающей линии c-й ПС определяется как разность между напорами, создаваемыми (с-1) перекачивающими станциями и потерями в трубопроводе, состоящем из (с-1) линейных участков
. (1.82)
Напоры на входе и на выходе c-й перекачивающей станции должны удовлетворять условию, накладываемому ограничениями по минимально допустимому подпору DHmin c и максимальному напору HПС max c
. (1.83)
Энергозатраты характеризуются величиной активной потребляемой мощности электродвигателя насоса, определяемой из соотношения
, (1.84)
где r – расчетная плотность нефти;
g – ускорение свободного падения;
h – напор, развиваемый насосом при подаче Q;
hН, hЭ, hМЕХ – соответственно значения к. п. д. насоса, электродвигателя и механической передачи.
Величины H и hН вычисляются по формулам (1.78) и (1.79), коэффициент полезного действия электродвигателя hЭ определяется выражением
, (1.85)
где KЗ – коэффициент загрузки электродвигателя, равный отношению мощности на валу электродвигателя NЭ к его номинальной мощности NЭН
. (1.86)
Для каждого из вариантов включения насосов на ПС определяется сумма потребляемой мощности для всех насосов, включенных в работу. В качестве критерия оценки эффективности режимов перекачки могут быть приняты удельные энергозатраты на 1 тонну нефти, транспортируемой при рассматриваемом режиме [6]
. (1.87)
При заданном плане перекачки V за плановое время T расход нефти в трубопроводе должен составлять Q=V/T. Выполнение заданного плана возможно при циклической перекачке на двух режимах, удовлетворяющих условию
, (1.88)
где Q1 и Q2 – производительность трубопровода на первом и втором дискретных режимах.
Время работы нефтепровода на двух дискретных режимах определяется из решения системы уравнений
(1.89)
откуда
. (1.90)
С учетом V=Q×T окончательно получим
. (1.91)
Удельные затраты электроэнергии в этом случае будут определяться уравнением
. (1.92)
В интервале расходов от Q1 до Q2 суммарные удельные энергозатраты, определяемые из выражения (1.92), изменяются по закону гиперболы (рис. 1.30).
|
Рис. 1.30. Зависимость удельных энергозатрат от расхода перекачиваемой нефти
Задачей анализа расчетных режимов перекачки из множества возможных является поиск рациональных режимов, характеризующихся наименьшими энергозатратами. Очевидно, что такие режимы будут принадлежать кусочно-выпуклой линии, ограничивающей область возможных режимов, и являться ее узловыми точками (рис. 1.31).
|
Рис. 1.31. Определение границы области рациональных режимов
Левой границей кусочно-выпуклой линии будет режим, имеющий наименьшую величину удельных энергозатрат на перекачку. Значения остальных узловых режимов будут определяться из условия
. (1.93)
Таким образом, параметры циклической перекачки, отвечающие наименьшим энергозатратам, будут определяться из условия работы нефтепровода на двух ближайших узловых режимах, принадлежащих граничной линии. С увеличением числа ПС и типов применяемых роторов магистральных насосов существенно возрастает и количество возможных режимов эксплуатации нефтепровода. Поэтому поиск рациональных режимов необходимо выполнять на ЭВМ
