Способ управления турбоагрегатами для перекачки жидкостей и газов



Способ управления турбоагрегатами для перекачки жидкостей и газов
Способ управления турбоагрегатами для перекачки жидкостей и газов

 


Владельцы патента RU 2476728:

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Санкт-Петербургский государственный горный университет" (RU)

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками, включающими центробежные или осевые машины. Для изменения скорости вращения роторов турбоагрегатов формируют управляющий сигнал, обеспечивающий максимальное значение КПД. Для этого паспортные характеристики турбоагрегатов аппроксимируют полиномами, по которым определяют аналитическое выражение для максимального КПД и уравнение линии равных КПД, которое решают совместно с уравнением нагрузки, в частности трубопровода. Результат этого решения используют для определения значения частоты вращения турбоагрегатов путем решения уравнения их напорной характеристики относительно частоты вращения, которое используют в качестве задания для устройства изменения частоты вращения роторов. Изобретение направлено на получение максимально возможного КПД турбоагрегатов независимо от характеристики трубопровода. 1 ил.

 

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками, включающими центробежные или осевые машины, и предназначено для обеспечения их работы с максимально возможным коэффициентом полезного действия независимо от изменения характеристики трубопровода.

Известен "Способ определения расходной характеристики насосной установки" (патент RU N 1783869, опуб. 29.11.1990). Недостатками этого способа является то, что не предусмотрено регулирование заданного расхода путем изменения числа оборотов вала насоса, это не позволяет их использовать как регуляторы расхода. Поэтому их применение как регуляторов расхода требует дополнительной установки в потоке жидкости регуляторов давления, что ведет к дополнительным капитальным и эксплуатационным затратам.

Известен «Способ регулирования расхода центробежного электронасоса» (патент RU N 2157468, опубл. 10.10.2000), взятый за прототип. Согласно изобретению при регулировании расхода измеряют активную мощность, потребляемую электродвигателем привода из сети, и вычисляют мощность, действующую на валу насоса с учетом коэффициента полезного действия электродвигателя и эксплуатационного коэффициента полезного действия насосной установки, определяемого при ее работе на закрытую задвижку, измеряют давления на входе и выходе насоса, измеряют частоту питающей сети или число оборотов электродвигателя привода насоса. Расход жидкости, подаваемой центробежным электронасосом, регулируют путем изменения числа оборотов.

Недостаток способа заключается в отсутствии возможности поддержания максимального значения КПД при изменении характеристики трубопровода.

Техническим результатом является получение максимально возможного коэффициента полезного действия турбоагрегатов независимо от характеристики трубопровода.

Технический результат достигается тем, что в способе управления турбоагрегатами для перекачки жидкостей и газов, включающем использование рабочих характеристик турбоагрегатов H-Q при номинальной частоте вращения и изменение частоты вращения их роторов, формируют управляющий сигнал, для чего рабочие характеристики турбоагрегатов H-Q и КПД-Q аппроксимируют аналитическими зависимостями, по которым определяют значение максимального КПД и уравнение линии равных максимальных КПД, которое решают совместно с уравнением нагрузки, в частности трубопровода, и затем результат этого решения используют для определения значения частоты вращения роторов турбоагрегатов путем решения уравнения их напорной характеристики относительно частоты вращения роторов, которую используют в качестве задания для изменения частоты вращения роторов.

Суть способа заключается в следующем. Паспортную характеристику (H-Q) выбранного насоса и КПД аппроксимируют при номинальной частоте вращения аналитическими зависимостями, например полиномами,

где a 0, а 1, a 2, c1, c2, с3 - постоянные коэффициенты, определяемые по паспортным характеристикам турбоагрегатов или при проведении регламентированных испытаний в процессе эксплуатации, Q - производительность, Н - напор.

Исследуя формулу (2) на экстремум, получают значения производительности и напора турбоагрегата при максимальном КПД:

Используя законы подобия турбомашин, определяют уравнение линии максимальных значений КПД для выбранного насоса:

Используя известные формулы для разных зон гидравлического трения характеристику трубопровода получают в аналитической форме, например в виде полинома второй степени:

где b0, b1, b2 - постоянные коэффициенты, определяемые при проектном расчете трубопровода или регламентированных испытаниях.

Совместное решение уравнений (4) и (5) определяет режимные параметры (Н0, Q0) турбоагрегата установки при ее работе с максимальном КПД на трубопровод с заданными параметрами.

При переменной частоте вращения ротора насоса уравнение напорной характеристики приобретает вид:

Подставляя величины (Н0, Q0) в это уравнение (7) и решая его относительно n/nпасп, получаем значение частоты вращения роторов турбоагрегатов, при которой они будут работать с максимальным КПД:

Это значение частоты вращения используется в качестве задания для устройств, обеспечивающих работу турбоагрегатов при переменной скорости вращения ротора. Оно может быть определено как на стадии проектирования насосных и компрессорных станций, так и при эксплуатации.

В качестве примера возьмем данные по одной из насосных водоотливных установок, включающих насос ЦНСГ 850-240.

Для этого насоса а 0=285 м, а 1=0,1143 ч/м2, а 2=0,0001694 ч25, с1=0,237·10-2, с2=0,024·10-4, с5=0,62·10-9.

По формулам (3) Qmax=665 м3/ч, Нmax=286 м, ηmax=0,691.

По формуле (4) .

Для характеристики трубопровода получим b0=220 м, b1=0, b2=0,0000186 ч25.

Совместное решение уравнений (4) и (5) определит режимные параметры регулируемого турбоагрегата H0=226,5 м, Q0=592 м3/ч, ηmax=0,697.

Подставляя эти значения в формулу (8), получим n=0,89nпасп.

Для нерегулируемого турбоагрегата H=237 м, Q2=965 м3/ч, η=0,609, n=nпасп.

При изменении характеристики трубопровода режимные параметры регулируемого насоса изменятся, а КПД останется равным своему максимальному значению. Результаты расчета показаны на чертеже. Определение режимных параметров работы насосной установки: 1 - линия рабочих режимов, 2 - характеристика трубопровода, 3 - естественная характеристика насосной установки 4 - регулировочная характеристика насосной установки 5 - график КПД.

Способ управления турбоагрегатами для перекачки жидкостей и газов, включающий использование рабочих характеристик турбоагрегатов H-Q при номинальной частоте вращения и изменение частоты вращения их роторов, отличающийся тем, что формируют управляющий сигнал, для чего рабочие характеристики турбоагрегатов H-Q и КПД-Q аппроксимируют аналитическими зависимостями, по которым определяют значение максимального КПД и уравнение линии равных максимальных КПД, которое решают совместно с уравнением нагрузки, в частности трубопровода, и затем результат этого решения используют для определения значения частоты вращения роторов турбоагрегатов путем решения уравнения их напорной характеристики относительно частоты вращения роторов, которую используют в качестве задания для изменения частоты вращения роторов.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к способу подавления поперечных вибраций в погружных электроцентробежных насосах, обычно применяемых в нефтегазовой промышленности. .

Изобретение относится к насосостроению, а точнее к центробежным насосам для перекачки неоднородных текучих сред. .

Изобретение относится к водоотливным установкам с многоступенчатыми секционными насосными агрегатами и может найти применение на шахтах и рудниках при ведении горных работ одновременно на нескольких горизонтах.

Изобретение относится к водоподъемным башенным установкам с насосными агрегатами. .

Изобретение относится к нефтяной и газовой промышленности и применяется при транспортировке высокообводненной продукции скважин нефтяных месторождений с помощью дожимных насосных станций (ДНС) на объекты подготовки нефти.

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы.

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию, а именно к станциям управления двигателями электроцентробежных насосов для добычи пластовой жидкости. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности и касается насосных установок для эксплуатации скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности, а именно к погружным центробежным насосным установкам, используемым для скважин с большими колебаниями притока пластовой жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающему оборудованию и может быть использовано при добыче пластовой жидкости из скважины, в частности для пропуска жидкости от входного модуля (фильтра) или газосепаратора на прием погружного скважинного центробежного электронасоса (ЭЦН), и для подвода жидкости из затрубного пространства к насосу в случае засорения фильтрующих элементов частицами механических примесей

Изобретение относится к динамическим насосам, а конкретнее - к средству контроля и автоматизации регулировочных устройств для ограничения рециркуляции жидкости и уменьшения износа от взаимодействия вращающегося и невращающегося элементов в динамических насосах, особенно в насосах, работающих с суспензиями, причем данные насосы содержат или могут содержать регулируемые элементы компенсации износа, выполняющие роль противоутечных устройств

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано в сахарной промышленности

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами и направлено на обеспечение их работы с максимально возможным коэффициентом полезного действия не зависимо от изменения характеристики трубопровода. Система управления включает центробежный насос, электродвигатель, блок изменения частоты вращения ротора центробежного насоса, систему автоматического регулирования, обеспечивающую заданную частоту вращения ротора насоса. На входе системы автоматического регулирования установлены элемент сравнения частот, блок формирования задания и блок автоматической корректировки. Блок формирования задания состоит из блока вычисления частоты вращения ротора, решателя, блока определения линии максимального КПД насоса, вычислителя максимального КПД насоса, блока аппроксимации характеристики КПД насоса, блока аппроксимации напорной характеристики насоса и блока аппроксимации напорной характеристики трубопровода. Блок автоматической корректировки состоит из датчика давления на входе в центробежный насос, датчика давления на выходе из насоса, блока определения дифференциального напора насоса, устройства измерения расхода жидкости через насос, блока определения рабочего КПД насоса, элемента сравнения КПД насоса, преобразователя сигнала, ваттметра. 1 ил.

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками, включающими центробежные или осевые машины, и предназначено для обеспечения их работы с максимально возможным коэффициентом полезного действия независимо от изменения характеристики трубопровода. Система оптимального управления турбоагрегатом содержит: центробежный насос, электродвигатель, блок изменения частоты вращения ротора центробежного насоса, систему автоматического регулирования, обеспечивающую заданную частоту вращения ротора центробежного насоса, сумматор частот вращения ротора центробежного насоса, блок автоматического регулятора, датчик давления на входе в центробежный насос и датчик давления на выходе из центробежного насоса, блок определения напора центробежного насоса, устройство измерения расхода жидкости, элемент сравнения напоров, блок определения линии максимальных КПД центробежного насоса, вычислитель максимального КПД центробежного насоса, блок аппроксимации характеристики КПД центробежного насоса, блок аппроксимации напорной характеристики центробежного насоса. 1 ил.

Изобретение относится к области управления турбоагрегатами, в частности нефтеперекачивающими, водоотливными и компрессорными установками. Система автоматического управления турбоагрегатом содержит центробежный насос, электродвигатель, устройство для изменения частоты вращения ротора центробежного насоса, систему автоматического регулирования, обеспечивающую заданную частоту вращения ротора насоса, блок переключения входных сигналов частот, датчик давления на входе в насос и датчик давления на выходе из насоса, устройство измерения расхода жидкости, блок вычисления параметра, блок задания формы напорной характеристики насоса, блок задания формы характеристики КПД насоса, блок формирования режимных параметров насоса, определитель фактических режимных параметров насоса и трубопровода, блок вычисления фактической частоты вращения ротора, блок задания проектной характеристики трубопровода, определитель проектных режимных параметров насоса и трубопровода, блок вычисления проектной частоты вращения ротора. Изобретение направлено на обеспечение работы турбоагрегатов с максимально возможным коэффициентом полезного действия не зависимо от изменения характеристики трубопровода. 1 ил.

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы, а также в процессе длительной эксплуатации скважины. Система управления (фиг.1) погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией содержит блок 1 задания динамического уровня жидкости, блок 2 задания частоты вращения, апериодические фильтры 3 и 4, пропорционально-интегральные регуляторы 5 и 6, частотные преобразователи 7 и 8, погружной электроцентробежный насос 9, кустовую насосную станцию 10, датчик 11 динамического уровня жидкости. Предложенная система управления погружным электроцентробежным насосом и кустовой насосной станцией позволяет стабилизировать дебит нефтяной скважины. 4 ил.

Изобретение относится к области машиностроения и может быть использовано в системах управления погружными электродвигателями как асинхронными, так и вентильными, применяемых при нефтедобыче, а также в других областях народного хозяйства. Станция управления содержит выпрямитель 1 и фильтр звена постоянного тока 2, инвертор 3, контроллер 4 и выходной фильтр 5, первый 6 и второй 7 блоки датчиков тока, датчик тока 8. Входы с 1 по 3 контроллера 4 подключены к фазным силовым входам станции управления. Входы 4 и 5 контроллера 4 присоединены к выходам фильтра звена постоянного тока 2, соединенным с 8 и 9 силовыми входами инвертора 3. Шестой вход контроллера 4 подключен к выходу датчика тока 8, через который проходит проводник, соединяющий один из выходов выпрямителя 1 с соответствующим входом фильтра звена постоянного тока 2, входы контроллера 4 с 7 по 9 и с 10 по 13 присоединены к выходам с 1 по 3 первого 6 и второго 7 блоков датчиков тока, при этом каждый блок датчиков тока может содержать 2 или 3 датчика тока. Через датчики тока первого блока датчиков тока 6 проходят проводники, соединяющие с 1 по 3 выходы инвертора 3 с соответствующими с 1 по 3 входами выходного фильтра 5, а через датчики тока второго блока датчиков тока 7 проходят проводники от выходов с 1 по 3 выходного фильтра 5 к выходам станции управления. Управляющие выходы контроллера 4 с 1 по 7 присоединены к соответствующим с 1 по 7 входам инвертора 3. Выпрямитель может быть выполнен управляемым 10, управляющие входы которого с 4 по 6 присоединены к управляющим выходам с 1 по 3 блока управления выпрямителем 9, подключенного своими входами с 1 по 3 к управляющим выходам с 6 по 10 контроллера 4 соответственно. Использование датчика тока 8 обеспечивает возможность отключения инвертора 3 при аварийном превышении тока, обусловленном выходом из строя конденсаторов фильтра или пробоем шин звена постоянного тока 2, силовых модулей инвертора 3, что повышает надежность. Подключение информационных входов контроллера 4 с первого по третий к трем фазным силовым входам станции управления (А, В, С) обеспечивает защиту инвертора 3 при превышении сетевым напряжением допустимого порога, что повышает надежность. Подключение 4 и 5 информационных входов контроллера 4 к выходам фильтра звена постоянного тока (DC) обеспечивает возможность стабилизации напряжения на выходе инвертора 3 путем корректировки ШИМ, а также обеспечивает защиту силовых модулей при превышении напряжением DC допустимых норм, что повышает надежность и расширяет функциональные возможности. 1 з.п.ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к системам управления центробежными насосными агрегатами и может использоваться при перекачке жидкости. Система управления центробежным насосом содержит блок задания параметра регулирования (1), выход которого соединен с первым входом блока сравнения (2). Выход блока сравнения соединен с блоком расчета требуемой скорости (3). Выход блоком расчета требуемой скорости (3) соединен с блоком регулирования частоты и напряжения (4). Выходы блока регулирования частоты и напряжения (4) соединены с входами частотного преобразователя (5). Выход частотного преобразователя (5) соединен с входом асинхронного электродвигателя (6). Выход асинхронного электродвигателя (6) соединен с входом центробежного насоса (7). Первый выход центробежного насоса (7) соединен с входом датчика регулируемого параметра (8), а второй выход - со входом датчика расхода (9). Выход датчика расхода (9) соединен со вторым входом блока расчета регулируемого параметра (10). Выход датчика регулируемого параметра (8) соединен с первым входом блока расчета регулируемого параметра (10). Выход блока расчета регулируемого параметра (10) соединен со вторым входом блока сравнения (2). Изобретение направлено на повышение энергоэффективности установок центробежных насосов с частотным регулированием скорости вращения за счет учета гидравлических характеристик магистрали и насоса и сведения до минимума потерь мощности в силовом канале: центробежный насос - асинхронный двигатель. 1 ил.

Погружной электронный блок может быть использован для управления погружным электродвигателем. Он содержит корпус 1 цилиндрической формы, закрытый с торцов основанием 3 и обращенной к двигателю головкой 2, элементы электронной схемы, размещенные в герметичном отсеке, гермовводы, служащие для электрического соединения электронной схемы с цепями электродвигателя, и контактный электрический разъем из контактов 7, 9. Блок снабжен шасси 11, имеющим сегментообразное поперечное сечение и выполненным из материала с высокой тепло- и электропроводностью. Шасси 11 установлено с возможностью теплового контакта с внутренней поверхностью корпуса 1. Силовые элементы 12 электронной схемы, в особенности силовые электронные модули, установлены на плоской поверхности шасси 11 и электрически связаны с гермовводами. Узлы соединения корпуса 1 с основанием 3 и головкой 2 выполнены герметичными с возможностью выдерживать высокое давление, образуя с внутренним объемом корпуса 1, основанием 3 и головкой 2 герметичный отсек. Изобретение направлено на расширение функциональных возможностей устройства. 4 з.п. ф-лы, 2 ил.
Наверх