ВВЕДЕНИЕ

В настоящее время магистральные нефтепроводы (МН) являются наиболее дешёвым и высоконадёжным видом транспорта нефти. Они характеризуются высокой пропускной способностью, диаметром трубопровода от 530 до 1440 мм и длиной не менее 50 км. Для создания и поддержания в трубопроводе давления, достаточного для обеспечения транспортировки нефти, необходимы нефтеперекачивающие станции (НПС).

Изменение величины подачи нефти в результате сезонных и годовых колебаний добычи, появление нестационарных процессов в нефтепроводах, связанных с различными технологическими операциями и колебаниями физических параметров перекачиваемой нефти, а также аварийные и ремонтные ситуации приводят к изменениям режимов работы станций. В некоторых случаях эти изменения могут привести к аварийной остановке НПС и другим неблагоприятным ситуациям, сопровождаемым большими экономическими потерями. Поэтому необходимо осуществлять непрерывное согласование работы станций на всех участках транспортировки, а также выполнять защиту оборудования и нефтепровода.

Регулировать производительность НПС и давление на нагнетании и приёме можно при помощи следующих методов: изменение диаметров рабочих колёс насосов, установка обводных линий, изменение числа работающих насосов, дросселирование потока нефти, изменение частоты вращения насосов. Первые три метода позволяют регулировать давление и подачу нефти только дискретно, поэтому их применение ограничено.

Для быстрого и плавного изменения величины давления в настоящее время наибольшее распространение получил метод дросселирования потока. Но, несмотря на простоту и удобство этот метод имеет существенный недостаток: он, как правило, неэкономичен. Энергия, расходуемая на дросселирование, безвозвратно теряется, что снижает общий коэффициент полезного действия (КПД) насосной станции. В некоторых случаях потери могут достигать 30-50%. Так же с вводом в трубопровод дополнительного сопротивления, необходимого для осуществления метода, повышается риск аварийных разрывов трубопровода. Поэтому наиболее предпочтительным является метод регулирования скорости вращения насоса, который позволяет плавно менять его гидравлические и энергетические характеристики, подстраивая работу насоса к изменяющимся нагрузкам.

Частоту вращения насоса можно плавно изменять при помощи гидромуфты или используя регулируемый электропривод. Первый способ не нашёл большого применения на НПС ОАО “Сибнефтепровод” из-за сложного технического обслуживания гидромуфт и их низкого быстродействия при изменении числа оборотов магистральных насосных агрегатов (МНА) [1].

Достижения последних лет в области силовой полупроводниковой техники, обеспечившие появление мощных высоковольтных преобразователей частоты (ПЧ), способствовали разработке регулируемых электроприводов большой мощности для перекачивающих агрегатов магистральных трубопроводов.

Целью данного дипломного проекта является разработка системы автоматического регулирования (САР) давления в нефтепроводе с помощью регулируемого электропривода, проведение технико-экономического анализа САР и обеспечение безопасности и экологичности проекта.

1. Выбор основного силового оборудования

1.1. Описание технологических условий работы механизма

Нефтеперекачивающие станции подразделяются на головные и промежуточные. Головные НПС предназначены для приёма нефти с установок её подготовки на промысле или из других источников и последующей закачки в МН. Промежуточные НПС обеспечивают поддержание в трубопроводе давления, достаточного для дальнейшей перекачки. Как правило, магистральные нефтепроводы разбивают на эксплуатационные участки с протяжённостью 400 – 600 км, состоящие из 3 – 5 участков, разделённых НПС, работающих в гидравлически связанном режиме “из насоса в насос”. Такой режим требует более чёткой работы станций на участке нефтепровода, так как отключение насосного агрегата или всей НПС может привести к изменению режима работы всего участка нефтепровода, как показано на рис. 1.1.

Рис. 1.1. Эпюры изменения давления на участке МН при остановке НПС-2:

1 – эпюра давления после остановки НПС-2; 2 – изменение давления в момент остановки НПС-2; 3 – эпюра давления до остановки НПС-2

При отключении МНА на НПС-2 происходит увеличение давления на НПС-1 и понижение давления на НПС-3. Для удержания этих станций и технологического участка в целом в работе возникает необходимость поддерживать давление приёма и выхода станций в заданных пределах [2].

В качестве типового примера для расчёта САР давления в сети нефтепровода использованы данные из регламента НПС Тюмень-3. Согласно [3] нефтеперекачивающая станция Тюмень-3 введена в эксплуатацию в 1981 году, является структурным подразделением ОАО “Сибнефтепровод” и представляет собой комплекс сооружений и устройств для перекачки нефти по магистральному нефтепроводу Тюмень – Юргамыш на участке 0 – 252 км. Характеристики перекачиваемой нефти: минимальная плотность 825 кг/м3, максимальная плотность 850 кг/м3. Максимальная производительность станции 1250 м3/ч, при требуемом для перекачки напоре 703 м.

Нефть по подводящему трубопроводу поступает на НПС, с давлением 0,5 кгс/см2, и направляется на фильтры-грязеуловители. Затем нефть, очищенная от механических примесей, парафино-смолистых отложений, посторонних предметов, поступает в технологические резервуары. Для защиты технологических трубопроводов и арматуры резервуарного парка от превышения давления на НПС установлены предохранительные клапаны.

Для подачи нефти от резервуаров к основным насосам предусмотрена подпорная насосная. Из резервуаров нефть откачивается подпорными насосными агрегатами типа 14 НДСНм.

На участке трубопровода от магистральной насосной до магистрального нефтепровода должен быть установлен узел регулирования для поддержания заданных величин давления:

– минимальное давление на входе в магистральную насосную 3 кгс/см2, исходя из условий возможности возникновения кавитационного режима работы насоса;

– максимальное давление на выходе из магистральной насосной 58 кгс/см2, исходя из условий предела прочности трубопровода.

Основной вид нагнетательного оборудования станции для перекачки нефти составляют центробежные насосы (ЦН). Принцип действия центробежного насоса понятен из рис. 1.2. На нём представлена схема рабочего колеса с профильными лопатками.

Рис. 1.2. Схема функционирования центробежного насоса

Если перейти в систему координат, связанную с вращающимся колесом, то можно считать, что само колесо стоит неподвижно, а на заполняющую его жидкость действует центробежная сила. Эта сила способна преодолеть перепад давления Δp = pнн – pвн, равный разности давления pнн нагнетания (на периферии колеса) и давления pвн всасывания (в его центральной части), то есть заставить жидкость перемещаться из области низкого давления в область высокого давления. Разумеется, что для такого принудительного перемещения необходимы затраты энергии на вращение рабочего колеса.