Методы модификации проточных частей нефтяных магистральных насосов



In this article the author writes about oil trunk-line pumps and analyses the problem of their inefficiency on different steps of an oil field development which leads to high electricity consumption and therefore its extra cost. He overlooks ways to overcome this issue, observing various methods of modernization of rotors and stators of pumps flow section.

Keywords: oil pump, outlet unit, replacement rotors, centrifugal pump, oil transportation

Насосное оборудование нашло широкое применение практически во всех отраслях промышленности. Особое значение имеет насосное оборудование, ведущее бесперебойную работу в таких отраслях, как нефтяная и газовая промышленности, водоснабжение и коммунальное хозяйство, энергетика и металлургия. Доля энергии, потребляемой насосами, по различным источникам оценивается от 15 до 20 % от всей используемой электроэнергии.

В данной статье речь пойдет о нефтяной промышленности и о высоких затратах на электроэнергию. Общая протяжённость нефтепроводов в России составляет около 70тыс. км. Основным элементом в транспортировки товарной нефти является нефтяной магистральный (НМ) насос. Насосы типа НМ представляют собой горизонтальные центробежные насосы типа “Д” с разъемным в горизонтальной плоскости корпусом. Нефтеперекачивающие станции (НПС) для поддержания необходимого давления с 3–4 такими насосами расположены на нефтепроводах каждые несколько сот километров — в зависимости от рельефа местности.

По мере освоения месторождения увеличивается и объем перекачиваемой нефти. При этом трубопровод строится сразу на весь рассчитанный объем перекачиваемой нефти, тогда как нефтяные станции строятся не в целом объеме, а достраиваются по мере необходимости.

Известно, что потери на трение на участке трубопровода между соседними НПС пропорциональны квадрату подачи, поступающей через насос: . При установке НПС через еще одну спроектированную станцию эти потери составят , а через три — . Допустим, что напор, увеличенный на одной НПС равен потерям в трубопроводе до следующей НПС: . Таким образом напор сохраняется на большей длине при меньшей подаче, от сюда получим, что при работе через одну станцию можно получить: , а через три — . Выразив через номинальную подачу получим: , .

Рис. 1. Этапы развития нефтепровода

Каждый этап развития нефтепровода длится 1,5–2 года. Такой срок достаточно велик для использования насосов в нерасчетном режиме, т. к. при отклонении от оптимального режима значительно может снижаться КПД насоса, что в условиях использования огромных мощностей приводит к большим затратам на электроэнергию. Но и переоборудовать НПС насосами на большую подачу на каждом этапе не очень разумно, так как это приведет к необоснованным затратам за счет дороговизны насосов, причем демонтаж одного насоса и монтаж другого может занимать долгое время.

В данном случае применяются методы модернизации проточных частей насосов типа НМ. Очень часто прибегают к замене ротора насоса на ротор с рабочим колесом, рассчитанным на подачи и .

Отвод насоса рассчитывается на номинальные параметры. Зависимость напора от подачи, выраженная через пропускную способность отвода представляет собой луч отвода и выглядит следующим образом:

, где

Q — подача насоса, м³/с;

A_s — пропускная способность отвода, м;

Луч отвода — это геометрическое положение точек оптимальной работы насоса с данным отводом. Т. е. если рабочая точка лежит на луче отвода, то этой точке соответствуют наименьшие потери на вихреобразование в отводе, а следовательно и максимальный КПД.

На рисунке 2 представлены теоритические характеристики Н₁, Н₂, Н₃ рабочих колес на Q_H, 0,7Q_H, 0,5Q_H соответственно, а также луч отвода.

Рис. 2. Теоритические характеристики колес и луч отвода

Таким образом, при работе роторов и с отводом рассчитанным под рабочая точка смещается (a-b-c) от оптимального режима работы и возникают дополнительные потери на вихреобразование.

Для более тонкого регулирования возможна обточка рабочего колеса. Обтачиваются колеса на величину вплоть до 20 % от номинального диаметра в зависимости от коэффициента быстроходности. Обточка колеса смещает рабочую точку от оптимума по тому же механизму что и замена роторов. Возможно также частотное регулирование, оно хорошо себя показывает при подачах [1].

Изменив пропускную способность отвода, мы можем добиться смещения луча отвода к новой рабочей точке, что будет соответствовать более высокому КПД агрегата [2, 3, 4].

Рис. 3. Изменение пропускной способности

Из вышесказанного следует, что для увеличения эффективности работы насоса следует использовать не только метод замены проточной части ротора, но и наряду с этим также стоит прибегнуть к модернизации неподвижной проточной части [5].

Пропускную способность мы можем уменьшить следующим образом:

1) Использовать неподвижную лопастную решетку (Рис. 4). В данном случае диаметральные диффузорные каналы, сопряженные с языками отвода, выполнены с выборками [6] в отличие от остальных каналов, которые имеют одинаковые размеры, причём наружный диаметр превышает диаметр расположения языков отвода, что также позволит уменьшить радиальную силу за счет того, что лопастная решетка обеспечивает осесимметричный поток на выходе из рабочего колеса. Вследствие чего повысится ресурс подшипниковых опор.

2) Использовать дополнительные вставки, уменьшающие пропускную способность (Рис. 5).

3) Использовать вставки, дополняющие языки отвода (Рис. 6) [7].

Рис. 4. Дополнительная лопастная решетка

Рис. 5. Вставки в сечении отвода

Рис. 6. Дополнение языков отвода

В дальнейшем необходимо выполнить сравнительный анализ этих методов на основе численного гидродинамического моделирования [4, 8], а затем провести испытания на макетах для определения основных параметров [9].

Выводы:

1. Модернизация корпусных элементов проточной части нефтяных магистральных насосов позволяет существенно увеличить их энергоэффективность при длительной работе в неоптимальных режимах.
2. Существует как минимум три варианта такой модернизации.
3. Выполнить сравнительный анализ и уточнить область применения этих методов необходимо с использованием средств гидродинамического моделирования и испытаний макетных образцов насосов.

Литература:

1. Бирюков А. И., Князева Е. Г., Руденко А. А., Твердохлеб И. Б., Беккер Л. М. О способах эффективной эксплуатации магистральных насосов при переменных режимах работы нефтепровода // Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. 2013. № 4(12). С. 26–28.
2. Ломакин В. О., Щербачев П. В., Тарасов О. И., Покровский П. А., Семёнов С. E., Петров А. И. 77–30569/354657 Создание параметризованных 3D-моделей проточной части центробежных насосов // Наука и образование. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электрон. журн. 2012. № 4. URL: http://technomag.bmstu.ru/doc/354657.html (дата обращения: 17.05.2016).
3. Ломакин В. О., Артемов А. В., Петров А. И. Определение влияния основных геометрических параметров отвода насоса НМ 10000–210 на его характеристики [Электронный ресурс] // Наука и образование. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электронный научно-технический журнал. 2012. № 8. URL: http://technomag.edu.ru/doc/445666.html(дата обращения: 17.05.2016).
4. Петров А. И., Ломакин В. О., Семенов С. Е. Пути повышения энергоэффективности динамических насосов на основе современных компьютерных технологий // Инженерный журнал: наука и инновации. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электрон. журн. 2013. № 4 (16). URL: http://engjournal.ru/catalog/machin/hydro/689.html (дата обращения: 17.05.2016).
5. Tverdohleb [et. al.] Oil pipeline from Siberia to the sea // World pumps. May, 2012.
6. Иванюшин А. А., Колесник Е. C., Руденко А. А., Твердохлеб И. Б. К вопросу о создании сменных проточных частей для магистральных нефтяных насосов // Сайт компании ООО «Энергия — насосы и арматура». 2011. URL: http://www.mnz.ru/stat-i/k-voprosu-o-sozdanii-smennich-protochnich-chastey-dlya-magistral-nich-neftyanich-nasosov(дата обращения: 17.05.2016).
7. Трошин Г. А., Петров А. И. Методы модификации проточной части нефтяных магистральных насосов типа НМ [Электронный ресурс] // Инженерный вестник. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электронный научно-технический журнал. 2014. № 11. URL: http://engbul.bmstu.ru/doc/744967.html(дата обращения: 17.05.2016).
8. Ломакин В. О., Петров А. И., Степанюк А. И. Оптимизация геометрических параметров отвода нефтяного магистрального насоса типа НМ [Электронный ресурс] // Наука и образование. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электронный научно-технический журнал. 2012. № 3. URL: http://technomag.edu.ru/doc/347727.html(дата обращения: 17.05.2016).
9. Петров А. И., Ломакин В. О. Численное моделирование проточных частей макетов насосов и верификация результатов моделирования путем сравнения экспериментально полученных величин с расчетными // Наука и образование. МГТУ им. Н. Э. Баумана. Электрон. журн. 2012. № 5. URL: http://technomag.bmstu.ru/doc/356070.html (дата обращения: 17.05.2016).