Презентация
НазадНасосное оборудование Группы ГМС для трубопроводного транспорта нефти
Н.Н. ЯМБУРЕНКО. Академик Российской инженерной академии, заместитель генерального директора. ООО «УК «Группа ГМС»
И.Б. ТВЕРДОХЛЕБ. К.т.н, директор по НИОКР ООО «УК «Группа ГМС»
Г.В. ВИЗЕНКОВ. Инженер, начальник отдела координации научно-технической деятельности ООО «УК «Группа ГМС»
Устроить от нефтяных колодцев к заводу и от завода к морю особые трубы для проведения нефти как на завод, так и на морские суда», - эту мысль Дмитрия Ивановича Менделеева, опубликованную еще в 1863 году, по-видимому, и можно считать моментом зарождения системы трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов в России.
Свой вклад в становление и развитие нефтепродуктопроводов внесли ведущие в России и странах СНГ насосостроительные предприятия, которые в настоящее время входят в структуру машиностроительного и инжинирингового холдинга ОАО «Группа ГМС». В 60-е годы прошлого столетия ими создана широкая линейка насосов для транспортировки нефти и нефтепродуктов: магистральные насосы типа «НМ», вертикальные и горизонтальные подпорные насосы «НПВ» и «НМП», насосы откачки утечек «НОУ» и другие. Указанные типы насосов до настоящего времени продолжают успешно эксплуатироваться на крупных магистральных трубопроводах.
Важным этапным событием в создании высокоэффективного насосного оборудования для нефтепроводов явилась разработка новых насосных агрегатов для трубопроводной системы Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО-1 и ВСТО-2) ОАО «АК «Транснефть». Решение данной задачи явилось сложнейшей технической и организационной проблемой: достаточно сказать, что давление в трубопроводе достигает 10 МПа, соответственно, потребовалось увеличить мощность насосного оборудования (до 12 МВт), отрегулировать производительность нефтепровода за счет изменения частоты вращения роторов насосов.
Интегрированное управление проектом со сквозным контролем осуществлялось единым центром - проектной командой Группы ГМС В проекте приняли участие ведущие отечественные и зарубежные производители: Voith Turbo, Siemens, EagleBurgmann, НПО «ЭЛСИБ», ОАО «ВНИИАЭН», ПАО «Насосэнергомаш» (Группа ГМС) и другие.
Эффективному решению задач способствовали современные программные инструменты, объединяющие средства управления информацией об изделиях, трехмерного твердотельного моделирования, конечно-элементного анализа, вычислительной гидродинамики и автоматизированной разработки технологической документации: PDM Search, ERP, Solidworks, Pumplinx, Ansys, Techcard, PowerMill.
В предлагаемом Группой ГМС насосном оборудовании реализованы как известные классические технические решения, так и решения, полученные в результате проведенных в предшествующие 50 лет НИР и ОКР. На рис.1 представлено качественное влияние отдельных геометрических параметров конструктивных элементов на основные характеристики насосов. Учет влияния данных факторов на стадии проектирования позволяет создавать изделия оптимальной конструкции и достигать максимального уровня экономичности и надежности. В этих целях используются современные программные средства, разработаны различные корпоративные стандарты, методики и программы.
Одним из основных показателей технического уровня насосного оборудования является энергоэффективность, определяемая, в основном, совершенством его проточной части. Поэтому задача опережающей отработки соответствующих проточных частей на базе экспериментальных исследований и с помощью современных численных методов CFD была первостепенной (рис.2). В настоящее время предприятиями Группы ГМС накоплена база проточных частей (подводы, первые и про межуточные ступени, предвключенные шнекоцентробежные ступени, отводы) в диапазоне быстроходностей ns = 30–300.
В последние годы особую остроту получила проблема энергосбережения. Как известно, для решения данной проблемы Europump разработал показатель минимального индекса эффективности MEI для насосов. В то же время, со стороны департамента энергетики США было предложено ввести специальный единый показатель, который бы обязал и производителей насосного оборудования, и владельцев гидравлических систем снизить энергопотребление. Т.е. предполагается, что должен быть один комплексный показатель для системы, а не отдельно для насоса как в Европе, т.к. два показателя могут противоречить друг другу. В этой связи, Hydraulic Institute (HI), который объединяет на правах членов ассоциации Северо-Американские насосостроительные предприятия, создал несколько комиссий по работе над данной проблемой. Сейчас еще нет окончательного решения по данному показателю, хотя активно обсуждается такая величина, как PER, представляющая собой некую осредненную мощность, потребляемую насосом при 25%, 50%, 75%, 100% подаче. В этом вопросе HI также тесно работает с национальным институтом стандартизации ANSI. Многие стандарты HI являются национальными стандартами ANSI/HI, что практически является движущей силой для активного участия различных компаний-конкурентов совместно с HI в подготовке введения единого комплексного показателя для системы.
Проблема энергосбережения, безусловно, является сложнейшей задачей, она актуальна и требует объединения интеллектуальных и финансовых ресурсов многих заинтересованных участников. Применительно к нефтепроводным системам ВСТО-1 и ВСТО-2 задача энергосбережения практически решена в первую очередь за счет численных исследований и экспериментальной отработки проточной части и введения в насосы сменных проточных частей, позволяющих достигать максимально возможных КПД на всех планируемых режимах работы нефтепровода. Теоретические предпосылки и их проверка на натурных насосах показывают, что увеличение КПД насосов со сменными проточными частями относительно проточной части на номинальную подачу может составить (рис. 3):
:
Мероприятие
|
Подача
|
||
0,7 Qном
|
0,5 Qном
|
0,3 Qном
|
|
Увеличение КПД со сменным ротором (рабочее колесо), %, до
|
5
|
14
|
36
|
Увеличение КПД со сменным рабочим колесом и направляющим аппаратом, %, до
|
7
|
17
|
49
|
Надежность созданного оборудования опирается на численные и экспериментальные исследования основных факторов влияния на работоспособность конструкции:
- гидравлических радиальных сил, действующих на ротор с различными отводящими устройствами;
- осевых сил, действующих на ротор и уравновешивающих устройств;
- динамических характеристик роторов, включая анализ собственных частот и крутильных колебаний;
- расчет температурных полей и термонапряженного состояния деталей и узлов насосов, включая режимы термоударов;
- расчет и экспериментальная отработка опорно-упорных подшипников скольжения, включая их работу на перекачиваемой среде, отработка торцовых уплотнений и пластинчатых муфт.
Качество изделий было обеспечено современной технологией изготовления с использованием высоко технологичного оборудования: станков и обрабатывающих центров SCHIESS, DOOSAN, DEMAG, SCHENK, SODIK (рис.4).
Для подтверждения работоспособности и ожидаемых характеристик создаваемых насосных агрегатов Группой ГМС сооружен уникальный испытательный комплекс, обеспечивающий возможность проведения испытаний на натурных оборотах, всех требуемых режимах работы, включая аварийные (рис.5). При этом используются штатные системы жизнеобеспечения и комплектующие: электродвигатели, бустерные насосы, регуляторы скорости вращения ротора насоса (ЧРП или гидромуфты), системы охлаждения, маслосистемы, системы поддержания теплового режима и компенсации объема, системы запирания торцовых уплотнений и др.
Общая характеристика испытательного комплекса:
- мощность электрическая — 25 МВА;
- напряжение — 10 кВ;
- производственная площадь — 3 тыс. м2.
В результате применения современного научно-проектного подхода и единого проектного управления созданы и в настоящее время успешно эксплуатируются (рис.6):
- магистральные насосные агрегаты типа НМ - с подачей (Q) до 12000 м3/ч, мощностью (Р) до 12 МВт, с преобразователями частоты для нефтепровода ВСТО-1;
- магистральные насосные агрегаты типа НМ - с подачей Q до 9150 м3/ч, Р до 8 МВт, с гидромуфтами для нефтепровода ВСТО-2;
- магистральные насосные агрегаты типа НМ - с подачей Q до 7500 м3/ч, Р до 5,5 МВт, с преобразователями частоты для нефтепровода Пурпе–Самотлор;
- горизонтальные подпорные насосы типа НГПН-М - с подачей Q до 4000 м3/ч, Р до 1,6 МВт для нефтепровода Усть-Луга.
Уровень экономичности насосов соответствует максимально достижимому в мировой практике. При этом значительно повышено качество и надежность насосных систем. Достаточно сказать, что наработка на отказ - 40 тыс. часов, ресурс — 63 тыс. часов, срок службы - 40 лет. Для обеспечения параметров и экономичной работы на разных стадиях развития нефтепровода насосы оснащены сменными проточными частями, а применение в подпорных насосах шнекоцентробежных ступеней обеспечивает высокую всасывающую способность.
Результаты натурных испытаний и достигнутый технический уровень созданных насосных агрегатов, накопленные знания и опыт проектирования свидетельствуют о том, что потенциал направлений совершенствования насосных систем далеко не исчерпан. В частности, ранее при создании изделий одним из определяющих факторов было принято считать фактор первоначальной стоимости изделия, а стоимость его жизненного цикла во внимание практически не принималась. Это обстоятельство приводило к стремлению создавать изделия с минимальными весогабаритными характеристиками за счет выбора более высоких частот вращения относительно оптимальных (рис.7).
Такие решения, естественно, сопряжены с определенным занижением экономичности и кавитационных качеств создаваемых насосов. Так, проведенный нами анализ характеристик магистральных насосов НМ 10000-210, которые много лет эксплуатируются на действующих нефтепроводах, свидетельствует о том, что их КПД и кавитационные качества действительно могут быть улучшены в случае создания насоса на оптимальные обороты, в данном случае - на более низкие обороты. В свою очередь, повышение кавитационных качеств позволяет увеличить полезный перепад давления на линейном участке между соседними станциями и тем самым увеличить производительность действующих нефтепроводов или увеличить расстояние между станциями на строящихся нефтепроводах. В то же время снижение оборотов насосов связано с увеличением их весогабаритных характеристик, необходимостью применения мультипликаторов или специальных электродвигателей с частотными преобразователями, увеличением масс и площадей фундаментов и др. Таким образом, при выборе насоса, в частности, при выборе частоты вращения, необходим строгий учет всех факторов, влияющих на стоимость жизненного цикла изделий. Что касается конкретно приведенного примера с насосом НМ 10000-210, то предварительно проведенная оценка стоимости его жизненного цикла свидетельствует о том, что вариант насоса с более низкими оборотами является предпочтительным.
Вместе с тем утверждать, что этот вывод справедлив и для насосов с другим сочетанием параметров, нельзя. В частности, при создании насосного агрегата на подачу до 12000 м3/ч с напором до 380 м для нефтепровода ВСТО проведенный расчет стоимости его жизненного цикла с учетом всех упомянутых выше факторов показал, что принятая в проекте частота вращения 3000 об/мин (nq=46) является оптимальной. При этом, когда кавитационные качества принципиально влияют на стоимость жизненного цикла изделия, их улучшение возможно и за счет других технических решений. В частности, за счет установки предвключенных колес (шнеков). Данное решение неоднократно проверялось, в том числе и на магистральных насосах типа НМ на действующих нефтепроводах.
Но это уже процесс дальнейшего совершенствования насосных и трубопроводных систем в целом. Научно технические и инженерные центры Группы ГМС системно работают в рамках данных направлений
Литература:
- IgorTverdohleb, GrigoryVizenkov, AlexanderBiryukov. Oil pipeline from Siberia to the sea. WORLD PUMPS May 2012.
- Бирюков А.И., Князева Е.Г., Руденко А.Ал., Твердохлеб, И.Б., Бэккер Л.М. О способах эффективной эксплуатации магистральных насосов при переменных режимах работы нефтепровода. Наука и технологии трубопроводного транспорта нефти и нефтепродуктов. №4(12), 2013.
- AleksandrBirukov, ElenaKnyazeva, ArkadyIvanyushin, AndrewRudenko, IgorTverdokhleb. Increasing pump performance. Pump Engineer. №9, 2012, р.36–39.
- H.H.Anderson, Efficiency majoration formula for fluidmashines, 1970.
Опубликован полный текст статьи